---

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «26» декабря 2024 г. № 3120

Регистрационный № 94224-24

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Термометры цифровые RGK CT

Назначение средства измерений

Термометры цифровые RGK CT (далее по тексту - термометры) предназначены для измерений температуры различных сред, неагрессивных к материалу оболочки зонда термометра.

Описание средства измерений

Принцип действия термометров основан на преобразовании сигналов электрического сопротивления, поступающих в электронный блок от первичного преобразователя температуры (ППТ), в значение измеряемой температуры, индицируемой на встроенном жидкокристаллическом дисплее (ЖКД).

Термометры имеют модификации: RGK CT-103, RGK CT-104, RGK CT-105, RGK CT-106. Модификации термометров различаются по метрологическим и техническим характеристикам, а также по конструктивному исполнению.

Термометры имеют неразборную конструкцию и состоят из зонда погружного (проникающего) типа в оболочке из нержавеющей стали, присоединенного к электронному блоку в пластиковом корпусе со встроенной микросхемой, осуществляющей аналого-цифровое преобразование входных сигналов ППТ. Помимо ЖКД на лицевой стороне корпуса электронного блока расположены кнопки включения/выключения питания, фиксации показаний и переключения единицы измерения. На тыльной стороне корпуса расположен отсек для сменного элемента питания (для RGK CT-103, RGK CT-105, RGK CT-106) или вход USB (Type C) для подзарядки встроенной аккумуляторной батареи (только для RGK CT-104). Термометры модификаций RGK CT-103 и RGK CT-104 имеют складную конструкцию с откидным зондом.

Фотографии общего вида термометров приведены на рисунке 1. Цветовая гамма термометров может быть изменена по решению Изготовителя в одностороннем порядке.

Рисунок 1 - Общий вид термометров цифровых RGK CT

Заводской номер в виде обозначения, состоящего из арабских цифр, наносится на тыльную сторону корпуса термометров при помощи наклейки.

Конструкция корпуса термометров не позволяет нанести знак поверки на средство измерений.

Фотографии общего вида термометров с указанием места нанесения заводского номера приведены на рисунке 2.

Рисунок 2 - Общий вид термометров с указанием мест нанесения заводского номера

Пломбирование термометров не предусмотрено.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) термометров состоит из встроенного, метрологически значимого ПО.

Данное ПО устанавливается на предприятии-изготовителе во время производственного цикла в микропроцессор, расположенный внутри корпуса термометра на электронной плате.

В соответствии с п. 4.3 рекомендации по метрологии Р 50.2.077-2014 конструкция термометра исключает возможность несанкционированного влияния на ПО и измерительную информацию. ПО недоступно пользователю и не подлежит изменению на протяжении всего времени функционирования изделия. В соответствии с п. 4.5 рекомендации по метрологии Р 50.2.077-2014 уровень защиты встроенного ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий». Идентификационные данные встроенного программного обеспечения отсутствуют.

Метрологические и технические характеристики

Метрологические характеристики термометров цифровых RGK в таблице 1. Основные технические характеристики приведены в таблице 2.

Таблица 1 -

Наименование характеристики	Значение
Диапазон измерений температуры, °С: - RGK CT-103, RGK CT-106	от -40 до +300
- RGK CT-104	от -20 до +200
- RGK CT-105	от -30 до +250
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры термометров модели RGK CT-103, °С: - в диапазоне от -40 до -30 °С включ.	±2,0
- в диапазоне св. -30 до -20 °С включ.	±1,0
- в диапазоне св. -20 до +100 °С включ.	±0,5
- в диапазоне св.+100 до +200 °С включ.	±1,0
- в диапазоне св.+200 до +300 °С включ.	±2,0
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры термометров модели RGK CT-104, °С: - в диапазоне от -20 до +100 °С включ.	±0,5
- в диапазоне св. +100 до +200 °С включ.	±1,0
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры термометров модели RGK CT-105, °С: - в диапазоне от -30 до -20 °С включ.	±2,0
- в диапазоне св. -20 до 0 °С включ.	±1,0
- в диапазоне св.0 до +100 °С включ.	±0,5
- в диапазоне св. +100 до +150 °С включ.	±1,0
- в диапазоне св.+150 до +250 °С включ.	±2,0
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры термометров модели RGK CT-106, °С: - в диапазоне от -40 до -20 °С включ.	±2,0
- в диапазоне св. -20 до 0 °С не включ.	±1,0
- в диапазоне от 0 до +150 °С включ.	±0,5
- в диапазоне св.+150 до +250 °С включ.	±1,0
- в диапазоне св.+250 до +300 °С включ.	±2,0

Таблица 2 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Разрешающая способность ЖКД термометра, °C	0,1
Напряжение питания термометров, В: - RGK CT-104	5,0 (*)
- RGK CT-103, RGK CT-105, RGK CT-106	3,0 (**)
Габаритные размеры зонда термометра (диаметрхдлина), мм, не более:
- RGK CT-103	03,5x113,4
- RGK CT-104	03,5x122,6
- RGK CT-105	03,5x131,2
- RGK CT-106	03,5x129
Габаритные размеры электронного блока термометра (длина^высота^ширина), мм, не более:

Наименование характеристики	Значение
- RGK CT-103	156,5x40x18,3
- RGK CT-104	160,9x41,4x18
- RGK CT-105	99x31,4x17
- RGK CT-106	107x30,2x15,4
Масса, г, не более: - RGK CT-103	72
- RGK CT-104	66
- RGK CT-105	50
- RGK CT-106	40
Рабочие условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °C	от -10 до +50
- относительная влажность, %, не более	95
Средняя наработка на отказ, ч, не менее	40000
Средний срок службы, лет, не менее	5
Примечания: (*) - от полимерно-литиевой аккумуляторной батареи; (**) - от батареи типа CR2023

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист руководства по эксплуатации типографским способом или методом штемпелевания.

Комплектность средства измерений

Таблица 3 - Комплектность

Наименование	Обозначение	Количество
Термометр цифровой	RGK CT	1 шт.
Руководство по эксплуатации (на русском языке)	-	1 экз.
Сменная батарея (для RGK CT-103, RGK CT-105, RGK CT-106 )	CR2023	1 шт.
USB (Type С)-кабель (для RGK CT-104)	-	1 шт.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в разделе 6 «Работа с прибором» Руководства по эксплуатации.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

ГОСТ Р 52931-2008 Приборы контроля и регулирования технологических процессов. Общие технические условия;

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 23 декабря 2022 г. № 3253 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений температуры»;

Стандарт предприятия-изготовителя Shenzhen Goldgood Instrument Limited, Китай.

Правообладатель

Shenzhen Goldgood Instrument Limited, Китай

Адрес: Floor 5, Building 1, Wanfeng Huafeng High-Tech Industrial Park,

Heyi Community, Shajing Town, Baoan District, Shen Zhen, P.R. China

Тел./факс: 18026949693

Web-сайт: www.goldgoodinstrument.com

Изготовитель

Shenzhen Goldgood Instrument Limited, Китай

Адрес: Floor 5, Building 1, Wanfeng Huafeng High-Tech Heyi Community, Shajing Town, Baoan District, Shen Zhen, P.R. China Тел./факс: 18026949693

Web-сайт: www.goldgoodinstrument.com

Испытательный центр

Федеральное государственное бюджетное учреждение научно-исследовательский институт метрологической службы» (ФГБУ «ВНИИМС») Адрес: 119361, г. Москва, вн. тер. г. муниципальный округ Очаково-Матвеевское, ул. Озерная, д. 46

Телефон/факс: +7 (495) 437-55-77 / +7 (495) 437-56-66

E-mail: office@vniims.ru

Web-сайт: www.vniims.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № 30004-13.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «26» декабря 2024 г. № 3120

Регистрационный № 94225-24

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Термогигрометры стационарные В7

Назначение средства измерений

Термогигрометры стационарные В7 (далее по тексту - термогигрометры) предназначены для измерений температуры и относительной влажности окружающей среды.

Описание средства измерений

Принцип действия термогигрометров основан на измерении и преобразовании сигналов, пропорциональных измеряемым величинам, поступающих в электронный блок от первичных преобразователей (датчиков). Результаты измерений отображаются на жидкокристаллическом дисплее.

Принцип измерения температуры основан на зависимости электрического сопротивления или ТЭДС первичного преобразователя (датчика) от измеряемой температуры, принцип измерения относительной влажности - на изменении электрической емкости датчиков в зависимости от диэлектрической проницаемости диэлектрика, используемого в качестве влагочувствительного слоя.

Термогигрометры стационарные В7 имеют следующие модели: В7-1371, В7-1372, B7-922, B7-932, B7-972, B7-975, B7-985, которые различаются между собой метрологическими и техническими характеристиками, а также конструктивным исполнением и функциональными возможностями. Помимо температуры и относительной влажности окружающей среды, термогигрометры отображают текущее время, год, месяц, день (модели В7-1371, В7-1372, B7-922, B7-972), неделю (модель B7-972), уровень углекислого газа CO2 (B7-975, B7-985), уровень формальдегида HCHO, содержание летучих органических веществ TVOC и уровень пыли PM2.5 (модель В7-985).

Термогигрометры моделей B7-922, B7-932, B7-972, B7-975, B7-985 изготавливаются следующих модификаций A, C, D, E, F, которые различаются между собой типом измерительного датчика (зонда):

• - А - встроенный датчик;

• - С - внешний высокотемпературный зонд;

• - D - внешний металлический зонд;

• - E - внешний зонд с защитой от дождя;

• - F - встроенный датчик и внешний зонд со световой и звуковой сигнализацией.

Термогигрометры представляют собой стационарные многофункциональные микропроцессорные приборы и состоят из электронного блока, размещенного в пластиковом корпусе, со встроенным измерительным датчиком или съемным измерительным зондом. Электронный блок состоит из микропроцессора, цифрового жидкокристаллического дисплея и кнопок управления. На тыльной стороне корпуса имеется закрываемый отсек для установки элементов питания.

Заводской номер термогигрометров в виде цифрового обозначения, состоящего из арабских цифр, наносится на наклейку, прикрепляемую к тыльной стороне корпуса.

Фотографии общего вида термогигрометров приведены на рисунках 1-6. Места нанесения заводского номера приведены на рисунке 7. Цветовая гамма корпуса термогигрометров может быть изменена по решению предприятия-изготовителя в одностороннем порядке.

Пломбирование термогигрометров не предусмотрено. Конструкция корпуса термогигрометров позволяет нанести знак поверки на средство измерений.

В7-1371

В7-1372

Рисунок 7 - Места нанесения заводского номера

Программное обеспечение

Термогигрометры стационарные В7 имеют встроенное, метрологически значимое программное обеспечение (ПО), предназначенное для обработки измерительной информации, и устанавливается в термогигрометры на заводе-изготовителе во время производственного цикла.

Влияние встроенного ПО учтено при нормировании метрологических характеристик термогигрометра.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений -«средний» в соответствии с рекомендацией по метрологии Р 50.2.077-2014.

Идентификационные данные встроенного ПО термогигрометра приведены в таблице 1.

Таблица 1 -

обеспечения

данные

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	firmwire
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 1.0
Цифровой идентификатор ПО	-

Метрологические и технические характеристики

Метрологические и основные технические характеристики термогигрометров приведены в таблицах 2-3.

Таблица 2 -

Наименование характеристики	Значение
Диапазон измерений температуры в зависимости от модели, °С: - В7-1371, В7-1372 - В7-922А, В7-932А, В7-972А, В7-922С, В7-932С, В7-972С,	от 0 до +60
В7-922В, B7-922F, В7-932Р, В7-972Р, В7-975С, В7-975Р	от -40 до +80
- В7-932В, В7-972В, B7-975D	от -40 до +100
- В7-922Е, В7-932Е, В7-972Е, В7-975Е	от -35 до +75
- В7-975А	от -40 до +70
- В7-985А, В7-985Е	от -15 до +70
- В7-985С, B7-985D, B7-985F	от -15 до +80
Диапазон измерений относительной влажности в зависимости от модели, %: - В7-922С, В7-932С, В7-985С	от 10 до 90
- В7-922D, В7-932D, В7-972D	от 20 до 95
- В7-975D	от 20 до 80
- B7-985D	от 20 до 90
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры в зависимости от модели, °С: - В7-1371, В7-1372, В7-985А, В7-985С, В7-922D, В7-932D, В7-975С, В7-975D, B7-985D, В7-985Е, B7-985F	±2
- В7-922А, В7-932А, В7-972А, В7-975А, В7-922С, В7-932С, В7-972С, В7-972D, В7-922Е, В7-932Е, В7-972Е, В7-975Е, В7-922F, В7-932F, В7-972F, В7-975F	±1
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений относительной влажности термогигрометров моделей В7-922С, В7-932С, В7-985С, В7-922D, B7-932D, В7-972D, В7-975D, B7-985D, %	±5,0

Таблица 3 - Основные технические

Наименование характеристики	Значение
Диапазон показаний температуры термогигрометров моделей В7-1371, В7-1372, °С	от -9,9 до +60
Диапазон показаний температуры термогигрометров моделей В7-922, В7-932, В7-972, В7-975, в зависимости от модификации, °С: - А, Е, F - С - D	от -40 до +80 от -40 до +100 от -40 до +120
Диапазон показаний температуры термогигрометров модели В7-985, °С	от -20 до +80
Диапазон показаний относительной влажности, %	от 0 до 100
Разрешающая способность дисплея термогигрометра при измерении: - температуры, °С - относительной влажности, %	0,1; 1<1) 0,1; 1(2)

Наименование характеристики	Значение
Габаритные размеры электронного бока термометра в зависимости
от модели, мм, не более
- В7-1371, В7-1372	100x62x15
- В7-922, В7-932, В7-972	400x280x30
- В7-975, В7-985	210x170x25
Масса моделей В7-1371, В7-1372, г, не более	80
Масса моделей В7-922, В7-932, В7-972 в зависимости
от модификации, кг, не более:
- А	1,5
- C	1,8
- D	1,6
- Е	1,6
- F	1,7
Масса моделей В7-975, В7-985 в зависимости от модификации, кг,
не более:
- А	0,8
- C	0,9
- D	0,8
- Е	0,9
- F	1,0
Рабочие условия эксплуатации:
- температура окружающего воздуха, °С	от -40 до +80
- относительная влажность, %	до 100
Средняя наработка до отказа, ч, не менее	30000
Средний срок службы, лет, не менее	10
Примечание:
(1) Для термогигрометров модели В7-985;
(2) Для термогигрометров моделей В7-1371, В7-1372, В7-985.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист Руководства по эксплуатации типографским способом и/или на тыльную сторону термогигрометра с помощью наклейки.

Комплектность средства измерений

Таблица 4 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
Термогигрометр стационарный	В7 (1)	1 шт.
Внешний датчик или зонд (2)	-	1 шт.
Батарея питания	в зависимости от модели	в зависимости от модели
Руководство по эксплуатации	-	1 экз. (3)
Примечания: (1) Модель и модификация в соответствии с заказом; (2) Для термогигрометров моделей В7-922, В7-932, В7-972, В975, В7-985 в зависимости от модификации (в соответствии с заказом); (3) - Доступно для свободного скачивания на сайте www.vostok-7.ru

Сведения о методиках (методах) измерений приведены в разделе 3 «Инструкция по эксплуатации» Руководства по эксплуатации.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

ГОСТ Р 52931-2008 Приборы контроля и регулирования технологических процессов. Общие технические условия;

ГОСТ Р 8.585-2001 ГСИ. Термопары. Номинальные статические характеристики преобразования;

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 23 декабря 2022 г. № 3253 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений температуры»;

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 21 ноября 2023 г. № 2415 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений влажности газов и температуры конденсации углеводородов»;

ТУ 26.51.51-001-7717734230-2023   «Термогигрометры стационарные   В7.

Технические условия».

Правообладатель

Общество с ограниченной ответственностью «Восток-7» (ООО «Восток-7») ИНН 7717734230

Юридический адрес: 129626, г. Москва, Рижский пр-д, д. 5, к. 137 Телефон: +7 (495) 740-06-12

E-mail: info@vostok-7.ru

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «Восток-7» (ООО «Восток-7») ИНН 7717734230

Юридический адрес: 129626, г. Москва, Рижский пр-д, д. 5, к. 137

Адрес места осуществления деятельности: 129085, г. Москва, пр-д Ольминского, д.3А, оф. 929

Телефон: +7 (495) 740-06-12

E-mail: info@vostok-7.ru

Испытательный центр

Федеральное государственное бюджетное учреждение «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологической службы» (ФГБУ «ВНИИМС») Адрес: 119361, г. Москва, вн. тер. г. муниципальный округ Очаково-Матвеевское, ул. Озерная, д. 46

Телефон/факс: +7 (495) 437-55-77 / +7 (495) 437-56-66

E-mail: office@vniims.ru

Web-сайт: www.vniims.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № 30004-13.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «26» декабря 2024 г. № 3120

Регистрационный № 94214-24

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системы жидкостной хромато-масс-спектрометрии для диагностики in vitro HELICON^® Inspero 5200 Назначение средства измерений

Системы жидкостной хромато-масс-спектрометрии для диагностики in vitro HELICON^® Inspero 5200 (далее - системы) предназначены для измерений содержания компонентов, входящих в состав органических и неорганических смесей веществ различной природы.

Описание средства измерений

Принцип действия систем основан на разделении компонентов пробы, поступающей из жидкостного хроматографа, их ионизации и регистрации аналитического сигнала от компонента с помощью масс-спектрометрического детектора. Образовавшиеся ионы поступают в масс-анализатор, где осуществляется их разделение по соотношению массы к заряду. Попадая в детектор, ионы образуют ток, который преобразуется в импульсы напряжения, пропорциональные количеству ионов, поступивших на детектор.

Конструктивно системы представляют собой стационарные приборы, состоящие из хроматографа жидкостного, состоящего из насоса бинарного ультравысокого давления, автосемплера с опцией охлаждения, термостата колонок, и масс-спектрометра тройного квадрупольного, включающего в себя ионный источник ионизации электроспреем (ESI), турбомолекулярный насос для поддержания постоянного уровня вакуума, два квадрупольных масс-фильтра (MS1 и MS2), ячейку соударений и детектор.

Серийный номер систем в буквенно-цифровом формате, состоящем из арабских цифр и букв латинского алфавита, наносится на металлическую пластинку (шильдик) способом гравировки на заднюю панель масс-спектрометра тройного квадрупольного.

Общий вид систем с указанием места нанесения знака утверждения типа и серийного номера представлен на рисунках 1-6. Нанесение знака поверки на системы не предусмотрено. Пломбирование мест настройки (регулировки) систем не предусмотрено.

Рисунок 1 - Общий вид систем жидкостной хромато-масс-спектрометрии для диагностики in vitro HELICON® Inspero 5200

Рисунок 2 - Общий вид насосов бинарных ультравысокого давления в системах жидкостной хромато-масс-спектрометрии для диагностики in vitro HELICON® Inspero 5200

Рисунок 3 - Общий вид автосемплеров с опцией охлаждения в системах жидкостной хромато-масс-спектрометрии для диагностики in vitro HELICON® Inspero 5200

Рисунок 4 - Общий вид термостатов колонок в системах жидкостной хромато-масс-спектрометрии для диагностики in vitro HELICON® Inspero 5200

вид масс-спектрометров тройных квадрупольных в системах жидкостной хромато-масс-спектрометрии

для диагностики in vitro HELICON® Inspero 5200

Рисунок 6 - Задняя панель масс-спектрометра тройного квадрупольного с указанием места нанесения серийного номера и места нанесения знака утверждения типа

Программное обеспечение

Программное обеспечение (далее - ПО) систем состоит из автономного ПО.

ПО является метрологически значимым.

Метрологические характеристики систем нормированы с учетом влияния ПО.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений -«высокий» в соответствии с рекомендациями Р 50.2.077-2014.

Не используются и не требуется никаких специальных средств защиты метрологически значимой части ПО и измеренных данных от преднамеренных изменений. Доступ через интерфейсы пользователя к сервисным функциям систем, которые могут привести к искажению результатов измерений, у потребителя отсутствует.

Идентификационные данные автономного ПО систем приведены в таблице 1.

Таблица 1 -

данные ПО

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Наименование программного обеспечения	Analyse software
Идентификационное наименование программного обеспечения	Analyse
Номер   версии (идентификационный   номер)   программного обеспечения	P004.VXXX.XXX
Цифровой идентификатор программного обеспечения	-
Примечания: 1 «Х» - номер версии метрологически незначимой части автономного ПО, может принимать целые значения в диапазоне от 0 до 9. 2 «Р004» - номер версии метрологически значимой части автономного ПО.

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 -

Наименование характеристики	Значение
Диапазон показаний массовых чисел, а.е.м.	от 5 до 1000
Чувствительность (отношение сигнал/шум) в режиме ионизации электроспреем при отслеживании множественных реакций (MRM, переход m/z 321   152) при дозировании 10 пг левомицетина, не менее	25000:1
Предел допускаемого относительного среднего квадратичного отклонения (ОСКО) выходного сигнала при дозировании 100 пг левомицетина, %:
- по площади пика	10,0
- по времени удержания	1,5
Чувствительность (отношение сигнал/шум) в режиме ионизации электроспреем при отслеживании множественных реакций (MRM, переход m/z 609   195) при дозировании 10 пг резерпина, не менее	2000:1
Предел допускаемого относительного среднего квадратичного отклонения (ОСКО) выходного сигнала при дозировании 100 пг резерпина, %:
- по площади пика	10,0
- по времени удержания	1,5

Таблица 3 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В	220±10
- частота переменного тока, Гц	50±1
Потребляемая мощность, В^А, не более: - насоса бинарного ультравысокого давления	800
- автосемплера с опцией охлаждения	800
- термостата колонок	2200
- масс-спектрометра тройного квадрупольного	2200
Габаритные размеры (высота^ширина^длина), мм, не более: - насоса бинарного ультравысокого давления	220x335x590
- автосемплера с опцией охлаждения	335x360x650
- термостата колонок	605x195x385
- масс-спектрометра тройного квадрупольного	648x526x998
Масса, кг, не более: - насоса бинарного ультравысокого давления	23,5
- автосемплера с опцией охлаждения	26
- термостата колонок	10,5
- масс-спектрометра тройного квадрупольного	115
Рабочие условия измерений: - температура окружающей среды, °С	от +18 до +25
- относительная влажность, %, не более	60

Таблица 4 - Показатели надежности

Наименование характеристики	Значение
Средний срок службы, лет	7
Средняя наработка на отказ, ч	10000

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист руководства по эксплуатации типографским способом и в виде самоклеящегося стикера на заднюю панель масс-спектрометра тройного квадрупольного.

Комплектность средства измерений

Таблица 5 - Комплектность

Наименование	Обозначение	Количество
Система жидкостной хромато-масс-спектрометрии для диагностики in vitro	HELICON® Inspero 5200	1 шт.
- хроматограф жидкостный:	-	-
- насос бинарный ультравысокого давления	-	-
- автосемплер с опцией охлаждения	-	-
- термостат колонок	-	-
- масс-спектрометр тройной квадрупольный	-	-
Руководство по эксплуатации	-	1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в разделе 1.16 «Описание принципа действия медицинского для диагностики in vitro» руководства по эксплуатации.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

Система жидкостной хромато-масс-спектрометрии для диагностики in HELICON^® Inspero 5200. Стандарт организации.

Правообладатель

Hangzhou EXPECLIN Medical Technology Co., Ltd., Китай

Адрес: 6th Floor, No.2466-1, Science&Technology Avenue,

Lin'an District, Hangzhou, Zhejiang Province, China

Изготовитель

Hangzhou EXPECLIN Medical Technology Co., Ltd., Китай

Адрес: 6th Floor, No.2466-1, Science&Technology Avenue,

Lin'an District, Hangzhou, Zhejiang Province, China

Испытательный центр

Федеральное государственное бюджетное научно-исследовательский и испытательный Федеральной службы по надзору (ФГБУ «ВНИИИМТ» Росздравнадзора) Адрес: 115478, г. Москва, Каширское ш., д. 24, стр. 16 Телефон: +7 (495) 989-73-62

E-mail: info@vniiimt.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312253.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «26» декабря 2024 г. № 3120

Регистрационный № 94215-24

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Сибмайн И»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Сибмайн И» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии (мощности), потребленной за установленные интервалы времени технологическим объектом, сбора, обработки, хранения, отображения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ, представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

• 1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН) и многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии и мощности (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени (УССВ) на базе ГЛОНАСС-приемника типа УСВ-3, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала и энергосбытовой компании (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Альфа-ЦЕНТР».

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы электронного счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности. Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин. Средние значения активной (реактивной) электрической мощности вычисляются как средние значения мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков с интерфейсом RS-485 по проводным линиям связи поступает на верхний, второй уровень системы, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности c учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление, хранение и передача полученных данных по проводным линиям на сервер сбора и БД, а также отображение информации на мониторах АРМ.

На верхнем уровне системы (ИВК) выполняется формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. По запросу измерительная информация поступает на АРМы, где предусмотрены автоматизированный и оперативный режимы работы и выполняется оформление справочных и отчетных документов.

АИИС КУЭ осуществляет обмен и передачу полученной информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ), розничного рынка электроэнергии (РРЭ), АО «СО ЕЭС» через каналы связи в виде xml-файлов форматов, установленных в соответствии с приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности. Передача макетов в АО «АТС» осуществляется с учетом полученных данных по точкам измерений, входящим в настоящую систему и в АИИС КУЭ смежных субъектов, с ОРЭМ.

АИИС КУЭ функционирующей на синхронизации времени со шкалой единого координированного времени UTC с помощью приема сигналов ГЛОНАСС/GPS сервером синхронизации времени УССВ. Сервер синхронизации времени непрерывно обрабатывает данные поступающие от антенного блока и содержащие точное время UTC спутниковой навигационной системы. Информация о точном времени распространяется устройством в сети TCP/IP согласно протоколу NTP (Network Time Protocol). УСВ-3 формирует сетевые пакеты, содержащие оцифрованную метку всемирного координированного времени, полученного по сигналам спутниковой навигационной системы ГЛОНАСС, с учетом задержки на прием пакета и выдачу ответного отклика. Сервер синхронизации времени обеспечивает постоянное и непрерывное обновление данных на сервере ИВК ООО «Сибмайн И».

Синхронизация шкалы времени сервера АИИС КУЭ со шкалой времени УССВ осуществляется во время сеанса связи с УССВ. При наличии любого расхождения сервер АИИС КУЭ производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УССВ.

Сличение шкалы времени счетчиков со шкалой времени сервера АИИС КУЭ осуществляется во время сеанса связи со счетчиками. При любом расхождении шкалы времени счетчика со шкалой времени сервера АИИС КУЭ производится синхронизация шкалы времени счетчика.

Факты синхронизации времени с обязательной фиксацией времени (дата, часы, минуты, секунды) до и после синхронизации или величины синхронизации времени, на которую были скорректированы указанные устройства, отражаются в журналах событий счетчика и сервера АИИС КУЭ.

СОЕВ обеспечивает синхронизацию времени компонентов АИИС КУЭ от источника точного времени, регистрацию даты, времени событий с привязкой к ним данных измерений количества электрической энергии с точностью ±5 сек.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.

Нанесение заводского номера на АИИС КУЭ не предусмотрено. АИИС КУЭ присвоен заводской номер 001. Заводской номер указывается в паспорте-формуляре на АИИС КУЭ. Сведения о форматах, способах и местах нанесения заводских номеров измерительных компонентов, входящих в состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведены в паспорте-формуляре на АИИС КУЭ.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «Альфа-ЦЕНТР». Уровень защиты ПО от предусматривает ведение журналов защиты прав пользователей и входа с помощью контрольных сумм, что с Р 50.2.077-2014. Метрологически

Таблица 1 -

данные ПО

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	«Альфа-ЦЕНТР»
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 11.07
Цифровой идентификатор ПО	0e90d5de7590bbd89594906c8df82ac2
Алгоритм вычисления контрольной суммы исполняемого кода	MD5
Наименование программного модуля ПО	ac metrology.dU
Идентификационное наименование ПО	ПО «Конфигуратор СЭТ-4ТМ»
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже v 01.04.14
Цифровой идентификатор ПО	d9fa394e7afd45a2d3be760f7d8bb2f3
Алгоритм вычисления контрольной суммы исполняемого кода	MD5

Метрологические и технические характеристики

Перечень и характеристики основных средств измерений, входящих в состав ИК АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования ввода, типов и классов точности средств измерений, представлены в таблице 2.

Таблица 2 - Перечень и характеристики основных средств измерений, входящих в состав ИК

АИИ	[С КУЭ
ИК №	Измерительные компоненты
	Наименование обьекта	ТТ	ТН	Счетчик	УСПД, УССВ
1	2	3	4	5	6
1	ПС 110 кВ Юбилейная, ЗРУ-6кВ, 1СШ 6 кВ, яч. 1	ТОЛ-СЭЩ-10-21 КТТ=600/5 КТ 0,5S Рег. № 51623-12	НАМИТ-10 КТ 0,5 КТН = 6000/100 Рег. № 16687-02	СЭТ- 4ТМ.03М.01 КТ 0,5S(А)/1(R) Рег. № 36697-17	Сервер АИИС КУЭ: RASKAT
2	ПС 110 кВ Юбилейная, ЗРУ-6кВ, 2СШ 6 кВ, яч. 21	ТОЛ-СЭЩ-10-21 КТТ=600/5 КТ 0,5S Рег. № 51623-12	НАМИТ-10 КТ 0,5 КТН = 6000/100 Рег. № 16687-02	СЭТ- 4ТМ.03М.01 КТ 0,5S(А)/1(R) Рег. № 36697-17	УСВ-3 ГР № 84823 22
3	ПС 220 кВ Ново-Ленино, КРУН-6 кВ, яч. 409	ТОЛ-НТЗ-10-11 КТТ=600/5 КТ 0,2S Рег. № 69606-17	ЗНОЛП-НТЗ-6 КТ 0,5 КТН = 6000/V3/100/V3 Рег. № 69604-17	А1805RLQ-P4GB1-DW-4 КТ 0,5S(А)/1(R) Рег. № 31857-11

таблицы 2

1	2	3	5	5	6
4	Ново Иркутская ТЭЦ, РУ-6кВ, с 7РА 6 кВ, яч.5	GIS12e КТТ=1600/5 КТ 0,5S Рег. № 28402-09	GSES12D КТ 0,2 КТН = 6000/^3/100/^3/100/3 Рег. № 48526-11	A1802RAL-P4G-DW-4 КТ 0,2S(A)/0,5(R) Рег. № 31857-11
5	Ново Иркутская ТЭЦ, РУ-6кВ, с 7РБ 6кВ, яч.6	GIS12e КТТ=1600/5 КТ 0,5S Рег. № 28402-09	GSES12D КТ 0,2 КТН = 6000/^3/100/^3/100/3 Рег. № 48526-11	A1802RAL-P4G- DW-4 КТ 0,2S(A)/0,5(R) Рег. № 31857-11

Примечание:

• 1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные, утвержденных типов, с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец не претендует на улучшение метрологических характеристик.

• 2 Допускается замена сервера и УССВ на аналогичные утвержденных типов.

• 3 Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Метрологические характеристики АИИС КУЭ

Номер ИК	Вид электрической энергии	Границы основной погрешности, (±5) %	Границы погрешности в рабочих условиях, (±5) %
1, 2	Активная Реактивная	1,1 2,2	2,7 3,6
3	Активная Реактивная	1,3 1,8	2,8 3,0
4, 5	Активная Реактивная	2,2 1,6	6,2 2,7
Примечание: 1. В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95. 2. Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 минут. 3. Погрешность в рабочих условиях указана для силы тока 2(5) % от 1ном coso = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков для ИК №№ 1-5 от - 40°C до +60 °C. 4. Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ ±5с.

Основные технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 4.

Таблица 4 - Основные технические

АИИС КУЭ

Наименование характеристики	Значение
1	2
Количество измерительных каналов	5
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Uном	от 99 до 101
- ток, % от Iном	от 100 до 120
- частота, Гц	от 49,85 до 50,15
- коэффициент мощности cos9	0,9
- температура окружающей среды, °С	от +21 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от Uном	от 90 до 110
- ток, % от Iном	от 2 до 120
- коэффициент мощности	от 0,5 инд. до 0,8 емк.
- частота, Гц	от 49,8 до 50,4
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС	от -45 до +40
- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, оС:	от -40 до +60
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С	от +10 до +60
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Для счетчиков Альфа А1800: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	120000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	2
Для счетчиков СЭТ: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	140000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	2
Сервер АИИС КУЭ: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	100000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более УССВ:	1
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	45000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	2
Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее	113
- при отключении питания, лет, не менее	10
Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

• -   защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;

• -   резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

• - журнал счётчика:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчике;

• - журнал сервера:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчике;

• - пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищённость применяемых компонентов:

• - механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - электросчётчика;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• - испытательной коробки;

• - сервера БД;

• - защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

• - электросчетчика;

• - сервера БД.

Возможность коррекции времени в:

• - электросчетчиках (функция автоматизирована);

• - ИВК (функция автоматизирована). Возможность сбора информации:

• - о результатах измерений (функция автоматизирована). Цикличность:

• - измерений 30 мин (функция автоматизирована);

• - сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографическим способом.

Комплектность средства измерений

В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Обозначение	Количество, шт.
1	2	3
Трансформатор тока	ТОЛ-СЭЩ-10-21	4
Трансформатор тока	ТОЛ-НТЗ-10-11	3
Трансформатор тока	GIS12e	6
Трансформатор напряжения	НАМИТ-10	6
Трансформатор напряжения	ЗНОЛП-НТЗ-6	3
Трансформатор напряжения	GSES12D	6
Счетчик электрической энергии многофункциональный	СЭТ-4ТМ.03М.01	2

таблицы 5

1	2	3
Счетчик электрической энергии многофункциональный	А1805RLQ-P4GB1-DW-4	1
Счетчик электрической энергии	А1802RAL-P4G-DW-4	2
Сервер БД	RASKAT	1
Сервер синхронизации системного времени	УСВ-3	1
Программное обеспечение	ПО «АльфаЦЕНТР»
Программное обеспечение	ПО «Конфигуратор СЭТ-4ТМ»
Паспорт-Формуляр	ИРМТ.411711.008.24.ПФ	1

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика (методы) измерений электрической энергии и мощности на подстанциях ООО «Сибмайн И», аттестованном ООО «ИРМЕТ», г. Иркутск, аттестат об аккредитации № RA.RU.314359.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»;

ГОСТ 34.604-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания»;

ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

Правообладатель

Общество с ограниченной ответственностью «ИРМЕТ» (ООО «ИРМЕТ») ИНН 3811053048

Юридический адрес: 664075, г. Иркутск, ул. Байкальская, д. 239, к. 26 «А»

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «ИРМЕТ» (ООО «ИРМЕТ») ИНН 3811053048

Адрес: 664075, г. Иркутск, ул. Байкальская, д. 239, к. 26 «А»

Испытательный центр

Общество с ограниченной ответственностью «ИРМЕТ» (ООО «ИРМЕТ») Адрес: 664075, г. Иркутск, ул., Байкальская, д. 239, к. 26А Уникальный номер в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.314306.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «26» декабря 2024 г. № 3120

Регистрационный № 94216-24

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ СИБИРЬ» в части электроснабжения ООО «Бизнес-Партнер»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ СИБИРЬ» в части электроснабжения ООО «Бизнес-Партнер» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии (мощности), сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счётчики активной и реактивной электрической энергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий сервер сбора и баз данных (сервер сбора и БД) с программным обеспечением (ПО) «Пирамида 2.0», устройство синхронизации системного времени (УССВ) на базе ГЛОНАСС/GPS приемника типа УСВ-3, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ).

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы электронного счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности. Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин. Средние значения активной (реактивной) электрической мощности вычисляются как средние значения мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы соответствующего GSM-модема, далее по каналам связи стандарта GSM поступает на второй уровень системы, где осуществляется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН (для ИИК трансформаторного включения), хранение измерительной информации, ее накопление, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ), в том числе в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде XML-файлов, установленных форматов, в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием электронной подписи субъекта рынка. Передача результатов измерений, состояния средств измерений по группам точек поставки производится со 2-го уровня настоящей системы.

Дополнительно сервер АИИС КУЭ обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ третьих лиц, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматическом режиме, а также передачу информации заинтересованным субъектам ОРЭМ.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), функционирующей на всех уровнях, которая выполняет задачу синхронизации времени АИИС КУЭ со шкалой единого координированного времени UTC(SU) с помощью приема сигналов ГЛОНАСС/GPS устройством синхронизации системного времени (УССВ) на базе УСВ-3 (Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений № 64242-16).

Сравнение шкалы времени сервера АИИС КУЭ со шкалой времени УСВ-3 осуществляется во время сеанса связи с УСВ-3 не реже одного раза в сутки. При наличии расхождения более чем на 1 с (параметр программируемый) сервер АИИС КУЭ производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УСВ-3.

Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени сервера АИИС КУЭ осуществляется во время сеанса связи со счетчиками один раз в сутки. При обнаружении расхождения шкалы времени счетчика со шкалой времени сервера АИИС КУЭ более чем на 2 с (параметр программируемый), производится синхронизация шкалы времени счетчика.

даты и времени до и после в соответствующих журналах

КУЭ не указывается в паспорте-формуляре на местах нанесения заводских номеров измерительных каналов АИИС КУЭ

Нанесение знака поверки на корпус АИИС КУЭ не предусмотрено.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2.0». Уровень защиты ПО от предусматривает ведение журналов защиты прав пользователей и входа с помощью контрольных сумм, что Р 50.2.077-2014. Идентификационные

Таблица 1 -

данные ПО

Идентификационные данные (признаки)	Значение
1	2
Идентификационное наименование ПО	ПО «Пирамида 2.0»
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 10.4.1
Цифровой идентификатор ПО	EB1984E0072ACFE1C797269B9DB15476 E021CF9C974DD7EA91219B4D4754D5C7 BE77C5655C4F19F89A1B41263A16CE27 AB65EF4B617E4F786CD87B4A560FC917 EC9A86471F3713E60C1DAD056CD6E373 D1C26A2F55C7FECFF5CAF8B1C056FA4D B6740D3419A3BC1A42763860BB6FC8AB 61C1445BB04C7F9BB4244D4A085C6A39 EFCC55E91291DA6F80597932364430D5 013E6FE1081A4CF0C2DE95F1BB6EE645
Алгоритм вычисления контрольной суммы исполняемого кода	MD5

Метрологические и технические характеристики

Перечень и характеристики основных средств измерений, входящих в состав ИК АИИС КУЭ, с указанием наименований присоединений, типов и классов точности средств измерений, представлены в таблицах 2-3.

Таблица 2 - Перечень и характеристики основных средств измерений, входящих в состав ИК АИИС КУЭ

№ ИК	Наименование ИК	Состав ИК АИИ		[С КУЭ
		ТТ	ТН	Счётчик	УССВ
1	РП-160 РУ-6 кВ яч. 10	ТОЛ-НТЗ-10 Кл.т. 0,5 КТТ = 300/5 Рег. № 69606-17	НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 КТН = 6000/100 Рег. № 2611-70	Меркурий 230 ART-00 PQRSIDN Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07	УСВ-3 Рег. № 64242-16
2	РП-160 РУ-6 кВ яч. 4	ТОЛ-СВЭЛ-10М Кл.т. 0,5S КТТ = 150/5 Рег. № 70106-17	НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 КТН = 6000/100 Рег. № 2611-70	Меркурий 234 ART2-00 PR Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19
3	РП-160 РУ-6 кВ яч. 7	ТОЛ-СВЭЛ-10М Кл.т. 0,5S КТТ = 150/5 Рег. № 70106-17	НТМК-6-48 Кл.т. 0,5 КТН = 6000/100 Рег. № 323-49	Меркурий 234 ART2-00 PR Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19

Примечания:

• 1. Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение метрологических характеристик.

• 2. Допускается замена УССВ на аналогичное утвержденного типа.

• 3. Допускается замена сервера АИИС КУЭ, без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).

• 4. Допускается замена ПО на аналогичное, с версией не ниже указанной в описании типа.

• 5. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменение в эксплуатационные документы. Технический акт хранится вместе с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИИК

Номер ИК	Вид электрической энергии	Границы основной погрешности, (±5) %	Границы погрешности в рабочих условиях, (±5) %	Пределы допускаемых смещений шкалы времени СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы времени UTC (SU), с
1	Активная	1,1	3,6
	Реактивная	2,7	6,1	±5
2, 3	Активная	1,1	3,6
	Реактивная	2,7	6,1

Примечание:

В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.

Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.

Погрешность в рабочих условиях указана для силы тока 2(5) % от 1ном coso = 0,8 инд. и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков для от -30 °C до +35 °C.

Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 4.

Таблица 4 - Основные технические

ИК

Наименование характеристики	Значение
1	2
Количество измерительных каналов	3
Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от ином	от 90 до 110
- ток, % от 1ном	от 2 до 120
- частота, Гц	от 49,8 до 50,2
- коэффициент мощности coso	0,9
- температура окружающей среды для счетчика, о С	от -40 до +55
Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от ином	от 90 до 110
- ток, % от 1ном	от 2 до 120
- коэффициент мощности	от 0,5 до 1,0
- частота, Гц	от 49,8 до 50,2
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, о С	от -45 до +40
-температура   окружающей   среды   в   месте   расположения
электросчетчиков, о С	от -30 до +35
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, о С	от +10 до +25

таблицы 4

1	2
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Для счетчиков: Меркурий 234: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	320000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	2
Меркурий 230: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	150000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	2
Для сервера: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее:	100000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	1
Для УСВ-3: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	45000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	2
Глубина хранения информации: Счетчики: Меркурий 234: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее	123
- при отключении питания, лет, не менее	3
Меркурий 230: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее	113
- при отключении питания, лет, не менее	3
Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

• -   защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;

• -   резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

• - журнал счётчика:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчике.

• - журнал сервера ИВК:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчике и сервере ИВК;

• - пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищённость применяемых компонентов:

• - механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - счётчика электроэнергии;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• - испытательной коробки;

• - сервера;

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

• - счетчика электроэнергии;

• - сервера.

Возможность коррекции времени (функция автоматизирована) в:

• - счетчиках электроэнергии;

• - ИВК.

Возможность сбора информации:

• - о состоянии средств измерений;

• - о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность (функция автоматизирована):

• - измерений 30 мин;

• - сбора не реже одного раза в сутки.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Обозначение	Количество, шт.
Трансформаторы тока	ТОЛ-НТЗ-10	2
Трансформаторы тока	ТОЛ-СВЭЛ-10М	4
Трансформатор напряжения	НТМИ-6-66	1
Трансформатор напряжения	НТМК-6-48	1
Счетчик электрической энергии	Меркурий 234 ART2-00 PR	2
Счетчик электрической энергии	Меркурий 230 ART-00 PQSIDN	1
Устройства синхронизации	УСВ-3	1
Комплекс информационно-	ПО «Пирамида 2.0»	1
Паспорт-формуляр	2465115953.411711.265.ПФ	1

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика (методы) измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ СИБИРЬ» в части электроснабжения ООО «Бизнес-Партнер», аттестованном ООО «Спецэнергопроект», г. Москва, уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312236.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»;

ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

Правообладатель

Общество с ограниченной ответственностью «РУСЭНЕРГОСБЫТ СИБИРЬ»

(ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ СИБИРЬ»)

ИНН 2465115953

Юридический адрес: 660021, г. Красноярск, ул. Бограда, д. 118

Телефон: (391) 227-60-70

E-mail: office@rusenergosib.ru

Web-сайт: rusenergosib.ru

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «РУСЭНЕРГОСБЫТ СИБИРЬ» (ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ СИБИРЬ»)

ИНН 2465115953

Адрес: 660021, г. Красноярск, ул. Бограда, д. 118

Телефон: (391) 227-60-70

E-mail: office@rusenergosib.ru

Web-сайт: rusenergosib.ru

Испытательный центр:

Общество с ограниченной ответственностью «Метрологический сервисный центр» (ООО «МетроСервис»)

Адрес: 660133, Красноярский край, г. Красноярск, ул. Сергея Лазо, д. 6а, каб. 103 Телефон: (391)267-17-03

E-mail: E.e.servis@mail.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311779.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «26» декабря 2024 г. № 3120

Регистрационный № 94217-24

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Резервуары горизонтальные стальные цилиндрические РГС

Назначение средства измерений

Резервуары горизонтальные стальные цилиндрические РГС (далее - резервуары) предназначены для измерений объема светлых нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.

Описание средства измерений

Принцип действия резервуаров основан на заполнении их светлыми нефтепродуктами до определенного уровня, соответствующего заданному значению объема, приведенному в градуировочной таблице.

Конструктивно резервуары представляют собой горизонтальные односекционные одностенные стальные цилиндрические сосуды надземного расположения с коническими отбортованными днищами.

Резервуары изготовлены в модификациях, отличающихся номинальной вместимостью: РГС-50 (заводские номера 98, 99, 100, 101, 102, 103, 104, 105, 106, 107, 108, 109); РГС-60 (заводские номера 39, 40, 41, 42, 43).

Резервуары расположены на территории топливозаправочного комплекса ПУ «Борисоглебск» филиала «Балтимор» АО «Газпромнефть-Аэро», 397160, г. Борисоглебск, ул. Чкалова, 16Б.

Заводские номера в виде цифрового обозначения, состоящего из арабских цифр, нанесены на таблички, расположенные на крышке люков резервуаров, типографским способом.

Пломбирование резервуаров не предусмотрено.

Нанесение знака поверки на резервуары не предусмотрено.

Рисунок 3 - Общий вид резервуаров модификации РГС-60, зав. №№ 39, 40, 41, 42, 43, табличек и мест нанесения заводских номеров

Метрологические и технические характеристики

Таблица 1 - Метрологические и технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
	РГС-50	РГС-60
Номинальная вместимость, м3	50	60
Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости (геометрический метод), %	±0,25
Температура окружающего воздуха, °С	от -50 до +50

Таблица 2 - Показатели надежности

Наименование характеристики	Значение
Срок службы, лет, не менее	30

Знак утверждения типа

наносится на паспорт типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 3 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество, шт./экз.
Резервуар горизонтальный стальной цилиндрический	РГС	1
Паспорт	-	1

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в разделе 1 «Основные сведения об изделии» паспорта.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

Приказ Росстандарта от 26 сентября 2022 г. № 2356 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости».

Правообладатель

Нижне-Исетинский завод Металлоконструкций, г. Свердловск

Изготовитель

Нижне-Исетинский завод Металлоконструкций, г. Свердловск

(изготовлены в 1989 г. (РГС-60); 1984 г. (РГС-50))

Испытательный центр

Общество с ограниченной ответственностью «ПРОММАШ ТЕСТ Метрология»

(ООО «ПРОММАШ ТЕСТ Метрология»)

Юридический адрес: 119415, г. Москва, пр-кт Вернадского, д. 41, стр. 1, помещ. 263 Адреса мест осуществления деятельности:

142300, Московская обл., Чеховский р-н, г. Чехов, Симферопольское ш., д. 2;

308023, Белгородская обл., г. Белгород, ул. Садовая, д. 45а;

155126, Ивановская обл., р-н Лежневский, СПК имени Мичурина

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.314164.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «26» декабря 2024 г. № 3120

Регистрационный № 94218-24

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Течеискатели масс-спектрометрические гелиевые HLT570

предназначены для измерений потоков гелия при проведении неразрушающего контроля герметичности, обнаружения мест нарушения герметичности различных систем и объектов, допускающих откачку внутренней полости или заполнение гелием, либо смесью газов, содержащих гелий.

магнитный масс-спектрометр, настроенный на регистрацию пробного газа (гелия). Принцип действия течеискателей основан на измерении ионного тока, пропорционального количеству ионизированных молекул пробного газа.

Основным элементом течеискателя является масс-спектрометрический анализатор, состоящий из ионного источника, магнитной системы, а также приёмника ионов. Рабочее давление в масс-спектрометрическом анализаторе обеспечивается откачной системой, состоящей из форвакуумного и турбомолекулярного насоса.

Масс-спектрометрический анализатор (далее - анализатор), заключённый в корпус из немагнитной стали, помещается между полюсами постоянного магнита. Электронный поток в ионизаторе сталкивается с молекулами газа, поступающего в течеискатель из проверяемого объёма или щупа, вызывая их ионизацию. Образовавшиеся ионы вытягиваются из камеры ионизатора ускоряющим электрическим полем. Под действием постоянного магнитного поля ионы движутся по круговым траекториям, радиусы которых зависят от массы ионов и фиксируются на ионном коллекторе. Коллектор ионов соединён с входом электрометрического усилителя, сигнал с которого подаётся на усилитель постоянного тока, а затем, после программной обработки, на устройство управления и индикации.

Управление работой течеискателя и цифровой контроль результатов измерений осуществляется с помощью панели управления течеискателя.

В течеискателе предусмотрен вакуумный метод измерений и метод поиска течей методом щупа.

Пломбировка корпуса течеискателей не предусмотрена.

Серийный номер течеискателя нанесен в формате цифровой печати на заднюю панель корпуса течеискателя методом наклейки в виде цифрового кода.

Нанесение знака поверки на корпус течеискателя не предусмотрено.

Общий вид течеискателя представлен на рисунке 1. Место нанесения серийного номера представлено на рисунке 2.

Место нанесения серийного номера

Программное обеспечение

Течеискатели имеют встроенное программное обеспечение (ПО), разработанное изготовителем специально для решения задач измерения потоков гелия при проведении неразрушающего контроля герметичности, обнаружения мест нарушения герметичности различных систем и объектов, допускающих откачку внутренней полости, заполнение гелием либо смесью газов, содержащих гелий.

ПО течеискателя выполняет следующие функции:

• - управление работой вакуумной системы течеискателя (работой вакуумных насосов, клапанов);

• - управление работой масс-спектрометрического  анализатора (определение

чувствительности, настройка на пик гелия);

• - сбор, обработка, передача на устройство вывода и отображение измерительной информации;

• - автоматическая диагностика состояния течеискателя.

Идентификационные данные ПО течеискателя представлены в таблице 1.

Уровень защиты ПО от преднамеренных или непреднамеренных изменений «низкий» в соответствии с Рекомендацией Р 50.2.077-2014.

Таблица 1 -

обеспечения

данные

Идентификационные данные (признаки) ПО	Значение
	сер. № 40111556	сер. № 40112257
Идентификационное наименование ПО	-	-
Номер версии (идентификационный номер) ПО	2.32	2.34

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 -

Наименование характеристики	Значение
Диапазон измерений потока газа в вакууме по входу течеискателя, Па^м3/с (1)	от 1^10-12 до 1^10-4
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений потока газа в вакууме, %	± (0,30 + рнпи(2)/ Ризм(3))^100
(1) Производная единица величины потока газа в вакууме Па^м3/с образована в соответствии с п. 5.2.1 ГОСТ 8.417-2024 на основании уравнения связи (измерений), полученного из уравнения состояния идеального газа (2) Qnnm - значение нижнего предела измерений (3) Qm^^ - значение измеренного потока

Таблица 3 - Основные технические

Наименование характеристики	Значение
Диапазон показаний потока газа методом щупа, Па^м3/с	от 1^10-9 до 1^10-4
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В	230 ± 23
- частота переменного тока, Гц	50 ± 1
Габаритные размеры, мм, не более:
- высота	304
- ширина	460
- длина	550
Масса, кг, не более	44
Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С	от +10 до +35
- относительная влажность, %, не более	80
- атмосферное давление, кПа	от 84 до 106,7

Таблица 4 - Показатели надежности

Наименование характеристики	Значение
Срок службы, лет	10

Знак утверждения типа

наносится типографским способом на титульный лист паспорта течеискателя.

Комплектность средства измерений

Таблица 5 - Комплектность

Наименование	Обозначение	Количество
Течеискатель масс-спектрометрический гелиевый HLT570	-	1 шт.
Кабель питания	-	1 шт.
ЩУп	-	1 шт.
Инструкция по эксплуатации	-	1 экз.
Паспорт	-	1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в разделе 6.3 «Измерение» документа «Течеискатели масс-спектрометрические гелиевые HLT550, HLT560, HLT 570. Инструкция по эксплуатации».

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

ГОСТ 28517-90 Контроль неразрушающий. Масс-спектрометрический метод течеискания. Общие требования;

ГОСТ Р 53177-2008 Вакуумная техника. Определение характеристик масс-спектрометрического метода контроля герметичности.

Правообладатель

Pfeiffer Vacuum GmbH, Германия

Адрес: Berliner Strasse 43, 35614 Asslar, Germany

Web-сайт: pfeiffer-vacuum.com

Изготовитель

Pfeiffer Vacuum GmbH, Германия

Адрес: Berliner Strasse 43, 35614 Asslar, Germany

Web-сайт: pfeiffer-vacuum.com

Испытательный центр

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологии имени Д.И. Менделеева» (ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»)

Адрес: 190005, г. Санкт-Петербург, Московский пр-кт, д. 19

Телефон: (812) 251-76-01, факс: (812) 713-01-14.

E-mail: info@vniim.ru

Web-сайт: www.vniim.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.314555.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «26» декабря 2024 г. № 3120

Регистрационный № 94219-24

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электроэнергии ООО «ЭнергоРОК-1»

Назначение средства измерений

Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электроэнергии ООО «ЭнергоРОК-1» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

• 1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (СБД) (далее по тексту - сервер ИВК), устройство синхронизации системного времени УССВ-2 (далее-УССВ), локально-вычислительную сеть, программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», автоматизированные рабочие места, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, технические средства для обеспечения локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения прав доступа к информации.

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Измерительная информация на выходе счетчика:

• - активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;

• - средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений АИИС КУЭ передаются в целых числах кВт^ч.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы ИВК, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. ИВК АИИС КУЭ с периодичностью опроса не реже 1 раза в сутки опрашивает счетчики электроэнергии и считывает с них тридцатиминутный профиль мощности для каждого канала учета и журналы событий.

ИВК АИИС КУЭ раз в сутки формирует отчеты в формате XML, подписывает электронной цифровой подписью (ЭЦП) и отправляет по выделенному каналу связи сети Интернет в АО «АТС», региональному филиалу АО «СО ЕЭС» и всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривают поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях АИИС КУЭ (ИИК и ИВК). В состав СОЕВ входит устройство синхронизации типа УССВ-2, синхронизирующее собственную шкалу времени с национальной шкалой координированного времени UTC (SU) по сигналам навигационных систем ГЛОНАСС.

ИВК АИИС КУЭ, периодически с установленным интервалом проверки текущего времени, сравнивает собственную шкалу времени со шкалой времени УССВ-2 и при расхождении ±1 с и более, ИВК АИИС КУЭ производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УССВ-2.

Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени ИВК осуществляется во время сеанса связи со счетчиком (1 раз в 30 минут). При обнаружении расхождения шкалы времени счетчика от шкалы времени ИВК равного ±2 с и более, выполняется синхронизация шкалы времени счетчика.

Журналы событий счетчика электрической энергии, ИВК отражают: факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени (дата, часы, минуты, секунды) до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.

Заводской номер АИИС КУЭ наносится на этикетку, расположенную на тыльной стороне сервера ИВК, типографским способом. Дополнительно заводской номер указывается в формуляре АИИС КУЭ, что позволяет идентифицировать заводской номер АИИС КУЭ.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню - «высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные метрологически значимой части ПО приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО

Идентификационные данные	Значение
Идентификационное наименование модуля ПО	ac_metrology.dU
Номер версии (идентификационный номер) модуля ПО	12.1
Цифровой идентификатор модуля ПО	3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО	MD5

Конструкция АИИС КУЭ исключает возможность несанкционированного влияния на программное обеспечение и измерительную информацию.

Метрологические и технические характеристики

Возможный состав измерительных каналов (далее - ИК) АИИС КУЭ приведен в таблице 2.

Таблица 2 - Состав

каналов АИИС КУЭ

Наименование компонентов	Характеристики
Измерительные трансформаторы тока	Классов точности 0,5; 0,5S; 0,2S по ГОСТ 7746
Измерительные трансформаторы напряжения	Классов точности 0,5, по ГОСТ 1983
Счетчики электрической энергии
Тип	Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (ФИФ) по обеспечению единства измерений
ЕвроАльфа	16666-07
Альфа А1800	31857-06, 31857-11, 31857-20
Меркурий 230	23345-07, 80590-20
Меркурий 234	48266-11
Меркурий 204 Меркурий 234	75755-19
Меркурий 236	47560-11, 80589-20
СЭТ-4ТМ.03	27524-04
СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М	36697-08, 36697-12, 36697-17
ПСЧ-4ТМ.05МК	50460-12, 50460-18, 64450-16
ПСЧ-4ТМ.05МД	51593-12, 51593-18
СЕ 301	34048-08
СЕ 303	33446-08
СЕ307	66691-17
СЕ308	59520-14
МИР С-03	58324-14
ФОБОС 3	66754-17
КВАНТ ST 2000-12	71461-18
НАРТИС-И300	86200-22
СТЭМ-300	71771-18
ТЕ3000	77036-19
Сервер баз данных АИИС КУЭ	-
Устройство синхронизации системного времени УССВ-2	54074-13
Автоматизированное рабочее место	АРМ
Примечания: 1. Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков, УССВ только на такие, которые указаны в описании типа на серийную АИИС КУЭ 2. Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 3.    Замена    оформляется    техническим    актом    в    установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ, как их неотъемлемая часть. Замена компонентов также должна быть отражена в формуляре на конкретную АИИС КУЭ.

Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ

Номер ИК	Вид электрической энергии	Границы основной погрешности ±5, %	Границы погрешности в рабочих условиях ±5, %
Счетчик 0,5S/1,0; ТН 0,5;	Активная	1,1	3,2
ТТ 0,5	Реактивная	2,7	5,2
Счетчик 0,5S/1,0; ТН -;	Активная	0,9	2,1
ТТ 0,5S	Реактивная	2,3	3,6
Счетчик 0,5S/1,0; ТН 0,5;	Активная	1,1	2,2
ТТ 0,5S	Реактивная	2,7	3,7
Счетчик 0,5S/1,0; ТН -;	Активная	0,6	1,6
ТТ 0,2S	Реактивная	1,3	3,0
Счетчик 0,5S/1,0; ТН -;	Активная	0,9	3,1
ТТ 0,5	Реактивная	2,3	5,1
Счетчик 0,2S/0,5; ТН 0,5;	Активная	1,0	1,7
ТТ 0,5S	Реактивная	2,6	2,7
Счетчик 0,2S/0,5; ТН 0,5;	Активная	1,0	2,9
ТТ 0,5	Реактивная	2,6	4,5
Счетчик 0,5S/0,5; ТН 0,5;	Активная	1,1	3,2
ТТ 0,5	Реактивная	2,6	4,5
Счетчик 0,2S/0,5; ТН -;	Активная	0,8	1,6
ТТ 0,5S	Реактивная	2,1	2,6
Счетчик 1,0/2,0; ТН -;	Активная	1,1	3,0
ТТ -	Реактивная	2,2	5,8
Счетчик 0,5S/0,5; ТН -;	Активная	0,9	3,1
ТТ 0,5	Реактивная	2,1	4,4
Счетчик 0,5S/-; ТН -;	Активная	0,9	3,1
ТТ 0,5	Реактивная	-	-
Счетчик 0,5S/0,5; ТН -;	Активная	0,9	2,1
ТТ 0,5S	Реактивная	2,1	2,6
Счетчик 0,5S/1,0; ТН 0,5;	Активная	0,9	1,8
ТТ 0,2S	Реактивная	1,9	3,2
Счетчик 1,0/2,0; ТН 0,5;	Активная	1,5	3,4
ТТ 0,5S	Реактивная	3,3	6,2
Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы координированного времени Российской			±5
Федерации UTC (SU), с
Примечания:
1 Характеристики погрешности		ИК даны для измерений электроэнергии
(получасовая)
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы
интервала, соответствующие вероятности		Р = 0,95.
3 Границы погрешности результатов измерений приведены для cos ф=0,9, токе ТТ,
равном 100 % от 1ном для нормальных условий и для рабочих условий при cos ф=0,8, токе
ТТ, равном 5 % от 1ном при температуре окружающего воздуха			в месте расположения
счетчиков от плюс 5 °С до плюс 35 °С

Таблица 4 - Основные технические

АИИС КУЭ

Наименование характеристики	Значение
Нормальные условия параметры сети:
- напряжение, % от Uном	от 98 до 102
- ток, % от Iном	от 100 до 120
- коэффициент мощности	0,9
- частота, Гц	50
температура окружающей среды для счетчиков, °С	от плюс 21 до плюс 25
Условия эксплуатации параметры сети:
- напряжение, % от Uном	от 90 до 110
- ток, % от Iном	от 1(2) до 120
- коэффициент мощности coso (sino)	от 0,5 инд. до 1 емк
- частота, Гц	от 49,6 до 50,4
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С	от минус 40 до плюс 40
температура окружающей среды для счетчиков, °С	от плюс 5 до плюс 35
температура окружающей среды для сервера ИВК, °С	от плюс 10 до плюс 30
атмосферное давление, кПа	от 80,0 до 106,7
относительная влажность, %, не более	98
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее
СЭТ-4ТМ.02М, СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-08)	140000
СЭТ-4ТМ.02М, СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-12)	165000
СЭТ-4ТМ.02М, СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-17)	220000
СЭТ-4ТМ.03 (рег. № 27524-04)	90000
ПСЧ-4ТМ.05МК (рег. № 50460-12, рег. № 50460-18,	165000
рег. № 64450-16)
ПСЧ-4ТМ.05МД (рег. № 51593-12, рег. № 51593-18)	165000
ЕвроАльфа (рег. № 16666-07)	50000
Альфа А1800 (рег. № 31857-06, рег. № 31857-11,	120000
рег. № 31857-20)
Меркурий 204 (рег. № 75755-19)	320000
Меркурий 230 (рег. № 23345-07)	150000
Меркурий 230 (рег. № 80590-20)	210000
Меркурий 234 (рег. № 48266-11)	220000
Меркурий 234 (рег. № 75755-19)	320000
Меркурий 236 (рег. № 47560-11)	220000
Меркурий 236 (рег. № 80589-20)	320000
Меркурий 238 (рег. № 75755-19)	320000
СЕ 301 (рег. № 34048-08)	160000
СЕ 303 (рег. № 33446-08)	220000
СЕ 307 (рег.№ 66691-17)	220000
СЕ 308 (рег.№ 59520-14)	220000
МИР С-03 (рег. № 58324-14)	290000
ФОБОС 3 (рег. № 66754-17)	280000
КВАНТ ST 2000-12 (рег. № 71461-18)	200000
НАРТИС-И300 (рег. № 86200-22)	320000
ТЕ3000 (рег. № 77036-19)	220000
СТЭМ-300 (рег. № 71771-18)	220000

таблицы 4

1	2
Устройство синхронизации системного времени УССВ-2: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	35000
Сервер ИВК: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	100000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	1
Глубина хранения информации Счетчики: СЭТ-4ТМ.03 (рег. № 27524-04) -каждого массива профиля при времени интегрирования 30 минут, сут	113,7
СЭТ-4ТМ.02М, СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-08) -каждого массива профиля при времени интегрирования 30 минут, сут	113
СЭТ-4ТМ.02М, СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-12, рег. № 36697-17) -каждого массива профиля при времени интегрирования	114
30 минут, сут ПСЧ-4ТМ.05МК (рег. № 50460-12) - каждого массива профиля при времени интегрирования 30 минут, сут	114
ПСЧ-4ТМ.05МК (рег. № 50460-18, рег. № 64450-16) - каждого массива профиля при времени интегрирования 30 минут, сут	113
ТЕ3000 (рег. № 77036-19): - каждого базового массива профиля при времени интегрирования 30 минут составляет, сут, не менее	114
ЕвроАльфа (рег. № 16666-07) - каждого массива профиля мощности при времени интегрирования 30 минут составляет, сут, не менее	336
Альфа А1800 (рег. № 31857-06, рег. № 31857-11) - графиков нагрузки для одного канала с интервалом 30 минут, сут, не менее	1200
Меркурий 204 (рег. № 75755-19) - каждого массива профиля мощности при времени интегрирования 60 минут, сут	123
Меркурий 230 (рег. № 23345-07, рег. № 80590-20) - каждого массива профиля мощности при времени интегрирования 30 минут, сут	85
Меркурий 234 (рег. № 48266-11) - каждого массива профиля мощности при времени интегрирования 30 минут, сут	170
Меркурий 234 (рег. № 75755-19) - каждого массива профиля мощности при времени интегрирования 60 минут, сут	123

таблицы 4

1	2
Меркурий 236 (рег. № 47560-11, рег. № 80589-20)
- каждого массива профиля мощности при времени
интегрирования 30 минут, сут	170
Меркурий 238 (рег. № 75755-19)
- каждого массива профиля мощности при времени
интегрирования 60 минут, сут	123
ПСЧ-4ТМ.05МД (рег. № 51593-12, рег. № 51593-18)
- при 8-и канальном профиле со временем интегрирования
30 минут, сут;	136
- при 4-х канальном профиле со временем интегрирования
30 минут, сут.	248
СЕ 303 (рег. № 33446-08)
- каждого профиля при времени усреднения 30 минут, сут,
не менее	70
СЕ 301 (рег. № 34048-07, рег. № 34048-08)
- графиков активных мощностей при времени усреднения
30 минут, сут, не менее	60
СЕ307 (рег.№ 66691-17)
- архивов показаний учитываемых видов энергии,
зафиксированных при смене, сут, не менее	36
СЕ308 (рег.№ 59520-14)
- каждого массива профиля при времени интегрирования
30 минут, сут	90
МИР С-03 (рег. № 58324-14)
- глубина хранения массива срезов мощности при любом
интервале интегрирования составляет, сут;	128
СТЭМ-300 (рег. № 71771-18):
- значения учтенной активной и реактивной энергии прямого
и обратного направления на начало часа на глубину, сут;	125
ФОБОС 3 (рег. № 66754-17)
- профиля нагрузки (усредненная на интервале активная и
реактивная электрическая мощность), для 30-минутных
интервалов времени, сут, не менее;	360
КВАНТ ST 2000-12 (рег. № 71461-18)
- профиля нагрузки при интервале усреднения 30 минут, сут,
не менее;	128
НАРТИС-И300 (рег. № 86200-22)
- значения учтенной активной и реактивной энергии прямого
и обратного направления на начало суток по всем тарифам, сут;	180
Сервер ИВК:
- хранение результатов измерений и информации о
состоянии средств измерений, лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера ИВК с помощью источника бесперебойного питания;

• - резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники ОРЭМ с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

• - в журнале событий счетчика:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени.

Защищенность применяемых компонентов:

• - механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - электросчетчика;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• - испытательной коробки;

• - сервера ИВК;

• - защита информации на программном уровне:

• - результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);

• - установка пароля на счетчик;

• - установка пароля на сервере ИВК.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист формуляра типографским способом.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Обозначение	Количество, шт.
Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электро-энергии ООО «ЭнергоРОК-1»	-	1*
Автоматизированное рабочее место	АРМ	1***
Документация
Формуляр	ФО 26.51/ ХХХ**	1
Примечание: * - Комплектация системы согласно проекту, указана в формуляре ** - ХХХ - серийный номер АИИС КУЭ *** - заводской номер который , указан в формуляре на конкретную систему ХХ- год выпуска

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием систем автоматизированных информационно-измерительных коммерческого учета электроэнергии ООО «ЭнергоРОК-1», аттестованной ФБУ «Самарский ЦСМ», г. Самара. Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311290 от 16.11.2015.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»;

ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения»;

ТУ 26.51-002-24 «Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электроэнергии ООО «ЭнергоРОК-1».

Правообладатель

Общество с ограниченной ответственностью «ЭНЕРГОМЕТРОЛОГИЯ» (ООО «ЭНЕРГОМЕТРОЛОГИЯ»)

ИНН 7714348389

Юридический адрес: 125124, г. Москва, ул. Ямского поля 3-я, д. 2, к. 12, эт. 2, помещ. II, ком. 9

Телефон: 8 (495) 230-02-86

E-mail: info@energometrologia.ru

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «ЭНЕРГОМЕТРОЛОГИЯ» (ООО «ЭНЕРГОМЕТРОЛОГИЯ»)

ИНН 7714348389

Адрес: 125124, г. Москва, ул. Ямского поля 3-я, д. 2, к. 12, эт. 2, помещ. II, ком. 9 Телефон: 8 (495) 230-02-86

E-mail: info@energometrologia.ru

Испытательный центр

Общество с ограниченной ответственностью «Энерготестконтроль» (ООО «Энерготестконтроль»)

Адрес: 117449, г. Москва, ул. Карьер, д. 2, стр. 9, помещ. 1

Телефон: 8 (495) 647-88-18

E-mail: golovkonata63@gmail.com

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312560.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «26» декабря 2024 г. № 3120

Регистрационный № 94220-24

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система измерений количества и параметров газа СИКГ-2 «Газ на ФВД»

Назначение средства измерений

Система измерений количества и параметров газа СИКГ-2 «Газ на ФВД» (далее - СИКГ) предназначена для измерений в автоматизированном режиме расхода и объема свободного нефтяного газа (далее - газ), приведённых к стандартным условиям (температура 20 °С, абсолютное давление 101,325 кПа), отображения и регистрации результатов измерений газа, направляемого на сжигание на факел высокого давления.

Описание средства измерений

СИКГ представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного производства. Монтаж и наладка СИКГ осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКГ и эксплуатационными документами ее компонентов. Заводской номер СИКГ 406.2.

Принцип действия СИКГ основан на непрерывном измерении, преобразовании и обработке при помощи системы обработки информации (далее - СОИ) входных сигналов, поступающих по измерительному каналу от средств измерений объемного расхода, давления и температуры. Компонентный состав газа определяют в аккредитованной лаборатории. Вычисление физических свойств газа проводится в соответствии с ГСССД МР 113-03. СОИ автоматически проводит вычисление объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям, по результатам измерений объемного расхода, давления и температуры газа и известному компонентному составу.

СИКГ представляет собой изделие, включающее:

• - технологическую часть;

• - систему сбора, обработки информации.

В состав технологической части входят:

• - одна измерительная линия (далее - ИЛ) DN300.

Средства измерений (далее - СИ), входящие в состав СИКГ и участвующие в измерении объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям, представлены в таблице 1.

Таблица 1 - СИ, входящие в состав СИКГ

Наименование	Количество, шт.	Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений
Датчик расхода газа ДРГ.МЗЛ	1	26256-06
Датчик давления Метран-150	1	32854-13
Преобразователь температуры Метран- 280	1	23410-13
Барьер искрозащиты «ЭЛЕМЕР-БРИЗ- 420-Ex»	1	65317-16
Вычислитель УВП-280	1	53503-13

отображение и регистрацию измерительной и технологической сбор и обработку сигналов, поступающих от всех измерительных

контроль значений измеряемых величин, включение предупредительной сигнализации при их выходе за допускаемые пределы;

• - автоматическое обнаружение отказов технических и программных средств, нарушений измерительных каналов;

• - многоуровневая парольная защита СОИ от несанкционированного доступа с разделением уровней доступа к просмотру и изменению настроек и конфигурации, а также изменению технологических параметров для различных групп пользователей;

• - отображение информации на экране компьютера и устройстве отображения и управления на экране вычислителя;

• - формирование базы данных;

• - ведение журнала регистрации действий операторского персонала;

• - ведение журнала аварийных и технологических сообщений;

• - ведение журнала событий безопасности;

• - формирование и печать отчетных документов. Выполняется в вычислителе с возможностью отправки отчетов по каналу Ethernet для последующего вывода на принтер;

• - передача информации на АРМ оператора.

В СИКГ предусмотрена защита от несанкционированного доступа к системной информации, программным средствам, текущим данным и параметрам настройки (механические пломбы, индивидуальные пароли и программные средства для зашиты файлов и баз данных, ведение журналов событий). Пломбировка элементов СИКГ проводится в соответствии с их эксплуатационной документацией. Должна быть обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на СИ, входящие в состав СИКГ. Пломбирование СИКГ не предусмотрено. Заводской номер СИКГ размещен на табличке, прикрепленной к рамочному основанию СИКГ.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (далее - ПО) СИКГ базируется на ПО вычислителя УВП-280 (далее - вычислитель).

ПО СИКГ защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров путем применения систем идентификации пользователя

с помощью логина, пароля и пломбировки корпуса вычислителей. характеристики СИКГ нормированы с учетом влияния ПО.

Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Идентификационные данные ПО приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО вычислителя

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Номер версии (идентификационные номер) ПО	3.13
Цифровой идентификатор ПО	4DF582B6

Метрологические и технические характеристики

Метрологические характеристики представлены в таблице 3, основные технические характеристики представлены в таблице 4.

Таблица 3 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Диапазон измерений объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям, м3/ч	от 1161,75 до 94657
Пределы   допускаемой   относительной   погрешности измерений объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям, %	± 5,0

Таблица 4 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики		Значение
Диапазон измерений объемного расхода условиях, м3/ч	при рабочих	от 1125,1 до 22500
Температура газа, °С		от +4 до +35
Давление газа избыточное, МПа		от 0,0256 до 0,3
Давление газа абсолютное, МПа		от 0,11 до 0,4
Расчетное давление, МПа		1,6
Место расположения изделия		На открытой площадке
Характеристика установки: - категория помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности по СП 12.13130.2009 - класс взрывопожароопасной зоны по ПУЭ		АН В-1г
Климатическое исполнение и категория размещения по ГОСТ 1510-69		ХЛ1

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист руководства по эксплуатации типографским способом.

Комплектность средства измерений

Комплектность СИКГ представлена в таблице 5

Таблица 5 - Комплектность

Наименование	Обозначение	Количество, шт./экз.
Система измерений количества и параметров газа СИКГ-2 «Газ на ФВД»	-	1
Руководство по эксплуатации	-	1

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Государственная система обеспечения единства измерений. Методика измерений объемного расхода и объема свободного нефтяного газа системой измерений количества и параметров свободного нефтяного газа, подаваемого на факел высокого давления (СИКГ-2)», свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № RA.RU.313391/57013-24, регистрационный номер в федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2024.49342.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» (п. 6.5);

ГОСТ Р 8.733-2011 «Государственная система обеспечения единства измерений. Системы измерений количества и параметров свободного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования».

Правообладатель

Закрытое акционерное общество «Волгаспецмаш» (ЗАО «Волгаспецмаш) ИНН 6319089734

Юридический адрес: 443124, г. Самара, ул. Шестая просека, д. 153, эт. 1, к. 26

Изготовитель

Закрытое акционерное общество «Волгаспецмаш» (ЗАО «Волгаспецмаш) ИНН 6319089734

Адрес: 443124, г. Самара, ул. Шестая просека, д. 153, эт. 1, к. 26

Телефон: +7 (846) 240-10-66, 240-11-66, (499) 460-67-01

Факс: +7 (846) 240-10-88, 240-11-66

E-mail: info@zaovsm.ru

Испытательный центр

Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии - филиал Федерального государственного унитарного предприятия «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологии имени Д.И. Менделеева» (ВНИИР - филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»)

Юридический адрес: 190005, г. Санкт-Петербург, Московский пр-кт, д. 19

Адрес места осуществления деятельности: 420088, г. Казань, ул. 2-я Азинская, д. 7А

Телефон: 8 (843) 272-70-62, Факс (843) 272-00-32

E-mail: office@vniir.org

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.310592.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «26» декабря 2024 г. № 3120

Регистрационный № 94222-24

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ «КРЗ»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ «КРЗ» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

• 1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН), трансформаторы тока и напряжения измерительные комбинированные электронные (далее - ТТНИКЭ и счетчики активной и реактивной электроэнергии/устройства измерительные многофункциональные (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее - БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации времени (далее - УСВ) типа УСВ-3 и программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера».

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.

ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС».

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на сервер БД по беспроводным (GSM/GPRS) каналам связи, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.

Передача информации в АО «АТС», в АО «СО ЕЭС» и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ с использованием электронной подписи (ЭП) субъекта ОРЭМ, осуществляется с сервера ИВК (либо АРМ) по каналу связи с протоколом TCP/IP по сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ, на основе приемника сигналов точного времени от глобальной навигационной спутниковой системы (ГЛОНАСС/GPS).

Корректировка часов ИВК выполняется автоматически, от УСВ при расхождении более чем на ±1 с. Корректировка часов счетчиков выполняется автоматически в случае расхождения времени часов в счетчике и ИВК на величину более ±2 с.

Факты коррекции времени с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов счетчика электроэнергии, отражаются в его журнале событий.

Факты коррекции времени с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов указанных устройств, отражаются в журнале событий сервера.

Нанесение знака поверки на АИИС КУЭ не предусмотрено.

Маркировка заводского номера и даты выпуска АИИС КУЭ наносится на этикетку, расположенную на коммутационном шкафу, типографическим способом. Дополнительно заводской номер указывается в паспорте-формуляре.

Заводской номер АИИС КУЭ: 001.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера» в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО ПК «Энергосфера».

Таблица 1 -

данные ПО

Идентификационные признаки	Значение
Идентификационное наименование ПО	ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	Не ниже 1.1.1.1
Цифровой идентификатор ПО	6c13139810a85b44f78e7e5c9a3edb93
Алгоритм     вычисления     цифрового идентификатора ПО	MD5

ПО ПК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений -«высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Метрологические и технические характеристики

Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

о S о к	Наименование ИК	Измерительные компоненты				Вид электроэнергии	Метрологические характеристики ИК
		ТТ	ТН	Счётчик	УСВ		Основная погрешность, %	Погрешность в рабочих условиях, %
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	ВЛ-110 кВ «КРЗ-1»	ТВГ-УЭТМ® Кл. т. 0,2S Ктт 600/5 Рег. № 52619-13	НАМИ Кл. т. 0,5 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. № 60353-15	СЭТ- 4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17	1 00 00 о сц сЬ и	активная реактивная	±1,0 ±2,1	±2,4 ±4,2
2	ВЛ-110 кВ «КРЗ-2»	ТВГ-УЭТМ® Кл. т. 0,2S Ктт 600/5 Рег. № 52619-13	НКФ-110-57-У1 Кл. т. 0,5 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. № 14205-94	СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17		активная реактивная	±1,0 ±2,1	±2,4 ±4,2
3	ПС 110 кВ КРЗ, ОРУ-35 кВ, яч. Ахуново	ТОЛ-СВЭЛ Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 70106-17	ЗНОЛ Кл. т. 0,5 Ктн 35000:^3/100:^3 Рег. № 46738-11	СЭТ- 4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17		активная реактивная	±1,2 ±2,9	±3,3 ±5,7
4	ПС 110 кВ КРЗ, ЗРУ-6 кВ, яч.7	ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 50/5 Рег. № 1276-59	НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70	ПСЧ- 4ТМ.05МК.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11		активная реактивная	±1,2 ±2,9	±3,3 ±5,7
5	ПС 110 кВ КРЗ, ЗРУ-6 кВ, яч.9	ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 1856-63	НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70	ПСЧ- 4ТМ.05МК.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11		активная реактивная	±1,2 ±2,9	±3,3 ±5,7

Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC(SU), (А), с

Примечания

• 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).

• 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

• 3 Погрешность в рабочих условиях указана для coso = 0,8 инд, 1=0,02(0,05) 1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1-7 от 0 °C до +40 °C.

• 4 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.

• 5 Допускается замена УСВ на аналогичные утвержденных типов.

• 6 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке с внесением изменений в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Основные технические

ИК

Наименование характеристики	Значение
Количество ИК	7
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином	от 99 до 101
- ток, % от 1ном	от 100 до 120
- частота, Гц	от 49,85 до 50,15
- коэффициент мощности cos9	0,9
- температура окружающей среды, °С	от +21 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином	от 90 до 110
- ток, % от 1ном	от 2(5) до 120
- коэффициент мощности cos9	от 0,5 инд до 0,8 емк
- частота, Гц	от 49,6 до 50,4
- температура окружающей среды для ТТ, ТН и ТТНИКЭ, оС	от -40 до +45
- температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, оС	от 0 до +40
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С	от +10 до +30
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее:	220000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	2
УСВ: - среднее время наработки на отказ не менее, ч	3500
- среднее время восстановления работоспособности, ч	2
Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	70000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	1
Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух	114
направлениях, сутки, не менее - при отключении питания, лет, не менее	45
Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

• -   защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;

• -   резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

• - журнал счетчика:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчике;

Защищённость применяемых компонентов:

• - механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - счетчика;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• - испытательной коробки;

• - сервера;

• - защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

• - счетчика;

• - сервера.

Возможность коррекции времени в:

• - счетчиках (функция автоматизирована);

• - ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

• - о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

• - измерений 30 мин (функция автоматизирована);

• - сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Обозначение	Количество, шт./экз.
Трансформатор тока	ТВГ-УЭТМ®	6
Трансформатор тока	ТОЛ-СВЭЛ	2
Трансформатор тока	ТПЛ-10	2
Трансформатор тока	ТВЛМ-10	2
Трансформатор тока	ТПЛ-10УЗ	2
Трансформаторы тока и напряжения измерительные комбинированные электронные	TECV	3
Трансформатор напряжения	НАМИ	3
Трансформатор напряжения	НКФ-110-57-У1	3
Трансформатор напряжения	ЗНОЛ	3
Трансформатор напряжения	НТМИ-6-66	3
Счётчик электрической энергии многофункциональный	СЭТ-4ТМ.03М.01	3
Счётчик электрической энергии многофункциональный	ПСЧ-4ТМ.05МК.12	3
Устройство измерительное многофункциональное	ESM-ET59-12-A2E2-05S- M12-K82	1
Устройство синхронизации времени	УСВ-3	1
Программное обеспечение	ПК «Энергосфера»	1
Паспорт-Формуляр	009-ПФ	1

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной   информационно-измерительной

коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ «КРЗ», аттестованном ООО «Спецэнергопроект», г. Москва, уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312236.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»;

ГОСТ Р 59793-2021 «Информационные технологии. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания»;

ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

Правообладатель

Филиал Общества с ограниченной ответственностью «Завод Технофлекс» г. Учалы

(Филиал ООО «Завод Технофлекс» г. Учалы)

ИНН 6229024796

Юридический адрес: 390028, Рязанская обл., г. Рязань, ул. Прижелезнодорожная, д. 5 E-mail: kilmuhametova@tn.ru

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «ЭнерВита» (ООО «ЭнерВита») ИНН 7718892751

Адрес: 107014, г. Москва, ул. Русаковская, д. 22, помещ. V, ком. 43 Телефон: 8 (499) 735-42-30

E-mail: enervita@mail.ru

Испытательный центр

Общество с ограниченной ответственностью «Спецэнергопроект» (ООО «Спецэнергопроект»)

Адрес: 115419, г. Москва, ул. Орджоникидзе, д. 11, стр. 3, эт. 4, помещ. I, ком. 6, 7 Телефон: 8 (495) 410-28-81

E-mail: info@sepenergo.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312429.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «26» декабря 2024 г. № 3120

Регистрационный № 94221-24

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Счетчики электрической энергии TOPAZ SM

Назначение средства измерений

Счетчики электрической энергии TOPAZ SM (далее - счетчики) предназначены в зависимости от модификации для:

• -  измерений и учета активной и реактивной электрической энергии прямого и обратного направлений в трехфазных трех- и четырехпроводных сетях переменного тока с номинальным фазным/линейным напряжением 3^57,7/100 В, 3 220/380 В или 3 230/400 В и частотой 50 Гц в соответствии с требованиями ГОСТ 31818.11-2012, ГОСТ 31819.22-2012, ГОСТ 31819.23-2012;

• -  измерений показателей качества электрической энергии (далее - ПКЭ), параметров напряжения, тока, электрической мощности, электрической энергии по ГОСТ 30804.4.30-2013 и ГОСТ IEC 61000-4-30-2017 (класс А или S), ГОСТ 30804.4.7-2013 (класс I или П), ГОСТ Р 51317.4.15-2012 и ГОСТ IEC 61000-4-15-2014 (класс F1), ГОСТ Р 8.655-2009, ГОСТ 33073-2014;

• -  преобразования аналоговых сигналов силы и напряжения переменного тока в цифровые выборки мгновенных значений силы и напряжения переменного тока, передаваемые в порт/порты Ethernet в виде Sampled Values (SV-потоки) по МЭК 61850-9-2;

• -  приема SV-потоков в порт/порты Ethernet и измерений по мгновенным значениям напряжения и силы переменного тока активной и реактивной электрической энергии, ПКЭ, параметров напряжения, тока, электрической мощности и энергии;

• -  измерений времени и промежутков (интервалов) времени.

Счетчики могут работать как автономно, так и в составе различных информационно-измерительных и управляющих систем.

Описание средства измерений

Принцип действия счетчиков заключается в обработке входных сигналов силы и напряжения переменного тока, поступающих в аналоговом или цифровом виде (в зависимости от модификации). Аналоговые сигналы подвергаются аналого-цифровому преобразованию и дальнейшим преобразованиям с помощью алгоритмов цифровой обработки сигналов, в том числе быстрого преобразования Фурье. Сигналы, поступающие в цифровом виде (SV-потоки), подвергаются преобразованиям с помощью алгоритмов цифровой обработки сигналов, в том числе быстрого преобразования Фурье. Результаты выполненных измерений отображаются на дисплее и сохраняются в энергонезависимой памяти. Взаимодействие с «вышестоящим» уровнем информационно-измерительной или управляющей системы, в том числе удаленный доступ к счетчику и параметрирование, осуществляется по цифровым интерфейсам RS-485  (2 интерфейса) и Ethernet

с использованием протоколов передачи данных по стандартам серии МЭК 61850

(Sampled Values, GOOSE,    MMS),    СПОДЭС по ГОСТ Р 58940-2020,

ГОСТ Р МЭК 60870-5-101-2006, ГОСТ Р МЭК 60870-5-104-2004). Кроме того, посредством web-интерфейса могут считываться результаты измерений и осуществляться настройка (параметрирование) счетчика.

Для выполнения функций телеуправления и телесигнализации счетчики оснащены двумя входами и двумя выходами дискретных сигналов. Выходы дискретных сигналов могут использоваться как электрические импульсные испытательные выходы и для управления внешним реле отключения нагрузки.

Конструктивно счетчики состоят из первичных измерительных преобразователей (резистивных делителей и трансформаторов тока), печатных плат с радиоэлементами, прозрачной клеммной крышки, клеммной колодки для подключения измерительных цепей тока и напряжения, разъемов подключения питания, дискретных входов и выходов, разъемов цифровых интерфейсов. Счетчик выполнен в пластмассовом корпусе, не поддерживающем горение.

На передней панели счетчика расположены: дисплей, выполненный по технологии OLED, позволяющий считывать результаты измерений и контролировать ввод параметров настройки, клавиатура для управления работой счетчика, светодиодные импульсные выходы для активной и реактивной электроэнергии, светодиоды, сигнализирующие о различных режимах работы счетчика, оптический порт с физическими характеристиками по ГОСТ IEC 61107-2011.

Счетчики выпускаются в модификациях, различающихся видами входных сигналов (аналоговые или цифровые), классами точности измерений электроэнергии, наличием функции и классами измерений ПКЭ и других параметров сети, наличием функции преобразования аналоговых значений силы и напряжения переменного тока в цифровые выборки мгновенных значений силы и напряжения переменного тока.

Структура условного обозначения модификаций счетчиков представлена в таблице 1.

напряжения превысило программируемые нормально допустимое и предельно допустимое значения;

события нарушения параметра «отклонение частоты»; параметр «отклонение частоты» считается нарушенным, если отклонение произошло на величину более нормально допустимого значения и более предельно допустимого значения;

события нарушения параметра «коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности»; параметр «коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности» считается нарушенным, если значение коэффициента несимметрии напряжений по обратной последовательности более нормально допустимого значения и более предельно допустимого значение;

события перенапряжения: фаза(ы), дата/время начала и окончания перенапряжения, длительность перенапряжения и максимальное значение напряжения при перенапряжении;

события провала напряжения: фаза(ы), дата/время начала и окончания провала напряжения, длительность провала напряжения и минимальное значение напряжения при провале напряжения;

события прерывания напряжения: дата/время начала и окончания прерывания напряжения, длительность прерывания напряжения;

суммарная продолжительность времени превышения положительного и отрицательного отклонения уровня напряжения в точке измерения электрической энергии на более, чем 10 % от номинального (или согласованного) напряжения в интервале 10 мин за каждый прошедший и не менее 11 предыдущих расчетных периодов;

количество фактов положительного отклонения напряжения в точке измерения электрической энергии на 20 % и более от номинального (или согласованного) напряжения за каждый прошедший и не менее 11 предыдущих расчетных периодов.

Для ведения многотарифного учета, фиксации времени различных событий счетчик оснащен встроенными часами реального времени, работа которых не зависима от наличия напряжения в питающей сети. Встроенные часы формируют шкалу времени (ШВ) счетчика, которая обеспечивает ведение даты и времени, ручную (по внешней команде через интерфейсы связи) и автоматическую коррекцию (синхронизацию) времени. Счетчик присваивает метки времени результатам измерений и различным событиям с разрешающей способностью не хуже 1 мс.

Счетчики выполняют фиксацию результатов измерений с записью в энергонезависимую память:

• - профиля принятой и отданной активной и реактивной энергии (мощности) с программируемым интервалом времени интегрирования от 1 минуты до 60 минут с циклической перезаписью;

• - профиля значений активной и реактивной электрической энергии (прием, отдача) нарастающим итогом суммарно и раздельно по тарифам, фиксированных на начало каждых суток (00 часов 00 минут 00 секунд) с циклической перезаписью;

• - профиля значений активной и реактивной электроэнергии (приём, отдача) нарастающим итогом, а также запрограммированных параметров на начало текущего расчетного периода (на 00 часов 00 минут 00 секунд первых суток, следующих за последним расчетным периодом) и не менее 36 программируемых расчетных периодов (на 00 часов 00 минут 00 секунд первых суток, следующих за последним с циклической перезаписью.

  расчетным периодом)

  измерений с учетом тока и напряжения,

В счетчиках предусмотрена возможность выполнения коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов занесенных в память счетчика при настройке.

Счетчики с индексом «SV» в модификации могут применяться на цифровых подстанциях как цифровые вычислители электротехнических величин, принимающие сигналы от цифровых трансформаторов тока и цифровых трансформаторов напряжения или преобразователей аналоговых сигналов в цифровые. Счетчики с индексом «MU» в модификации могут применяться на цифровых подстанциях как преобразователи аналоговых сигналов в цифровые выборки мгновенных значений силы и напряжения переменного тока.

Счетчики с индексами «SV» и «MU» в модификации, работающие с цифровыми выборками мгновенных значений, поддерживают следующие частоты дискретизации:

• - 1000 Гц (20 выборок за период промышленной частоты сети),

• - 1200 Гц (24 выборки за период промышленной частоты сети),

• - 2400 Гц (48 выборок за период промышленной частоты сети)

• - 4000 Гц (80 выборок за период промышленной частоты сети),

• - 4800 Гц (96 выборок за период промышленной частоты сети),

• - 12800 Гц (256 выборок за период промышленной частоты сети),

• - 14400 Гц (288 выборок за период промышленной частоты сети), Счетчики фиксируют в журнале событий следующие события:

  время вскрытия клеммной крышки;

  время вскрытия корпуса счетчика;

  время последнего перепрограммирования;

• - дата

• - дата

• - дата

• - дата, время и причина включения и отключения встроенного слаботочного реле (дискретный сигнал для управления внешним реле отключения нагрузки);

• - дата, время, тип и параметры выполненной команды;

• - попытка доступа с неуспешной идентификацией и (или) аутентификацией;

• - попытка доступа с нарушением правил управления доступом;

• - попытка несанкционированного обновления или записи нового внутреннего программного обеспечения;

• - попытка несанкционированного изменения измеренных параметров;

• - изменение направления перетока мощности;

• - дата и время воздействия постоянного или переменного магнитного поля со значением модуля вектора магнитной индукции свыше 150 мТл (пиковое значение);

• - факт связи со счетчиком, приведшей к изменению параметров конфигурации, режимов функционирования, в том числе управления нагрузкой;

• - дата и время отклонения напряжения в измерительных цепях от заданных пределов;

• - отсутствие или низкое напряжение при наличии тока в измерительных цепях с конфигурируемыми порогами;

• - отсутствие напряжения либо значение напряжения ниже запрограммированного порога с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;

• - перерывы питания счетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления;

• - инверсия фазы или нарушение чередования фаз;

• - превышение соотношения величин потребления активной и реактивной мощности;

• - фиксация превышения небаланса тока на протяжении более 30 с (в процентах от величины наибольшего из векторной суммы фазных токов и абсолютных значениях) по нижнему порогу, определяемому уставкой;

• - превышение заданного предела мощности;

• - включение (отключение) измерительных цепей счетчика по снижению напряжения ниже установленных порогов;

• - превышение какого-либо фазного тока выше порогового значения длительностью более 30 с;

• - низкий уровень заряда батареи, определенного как критический в соответствии с уставкой;

• - нарушение в подключении токовых цепей счетчика;

• - превышение заданного предела допустимой температуры внутри корпуса;

• - изменение текущих значений времени и даты при синхронизации времени с фиксацией в журнале событий времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано значение.

• - обобщенное событие (или по каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики.

  мониторинга качества электрической энергии назначения в соответствии с ГОСТ 33073-2014 обработки результатов измерений по запросу испытаний электрической энергии по форме,

При проведении контроля и в системах электроснабжения общего счетчики на основе статистической пользователя формируют протоколы рекомендуемой ГОСТ 33073-2014.

В счетчиках предусмотрена защита от несанкционированного доступа с целью изменения результатов измерений, параметров настройки, заводских градуировочных коэффициентов, встроенного программного обеспечения, журнала событий. Защита осуществляется на программном (идентификация и аутентификация, в том числе установкой паролей, контроль доступа к памяти счетчика и ее целостности, регистрация событий безопасности в журнале событий) и аппаратном уровне (электронные пломбы клеммной крышки и корпуса счетчика, датчики магнитного и электромагнитного поля, физические пломбы).

Заводской номер наносится на маркировочную табличку счетчиков любым технологическим способом в виде цифрового кода.

Общий вид счетчиков с указанием места ограничения доступа к местам настройки (регулировки), места нанесения знака утверждения типа, места нанесения заводского номера представлен на рисунках 1 (счетчик с аналоговыми входами) и 2 (счетчик с цифровыми входами). Места ограничения доступа к местам настройки (регулировки), нанесения знака утверждения типа, нанесения заводского номера для счетчиков с цифровым входом -аналогично Рисунку 1. Способ ограничения доступа к местам настройки (регулировки) -пломба с нанесением знака поверки. Конструкция счетчика предусматривает установку пломб сетевой (энергоснабжающей, обслуживающей) организации. Схема включения счетчика наносится путем наклеивания прозрачной пленки на крышку зажимов.

По заказу покупателя на корпус может наноситься QR код с согласованной информацией. QR код выполняется по ГОСТ Р ИСО/МЭК 18004-2015, форма символики QR Code Model 2, уровень исправления ошибок Рида-Соломона «H»; информация может быть считана стандартным приложением на смартфоне, планшете или ином мобильном устройстве. Также возможно нанесение информации о покупателе (наименование, логотип и контактные данные).

Рисунок 1 - Общий вид счетчиков с аналоговыми входами с указанием мест ограничения доступа к местам настройки (регулировки), нанесения знака утверждения типа, нанесения заводского номера

Рисунок 2 - Общий вид счетчиков с цифровыми входами

Программное обеспечение

Встроенное программное обеспечение (ПО) счетчиков производит обработку информации, поступающей от аппаратной части счетчика, формирует массивы данных и сохраняет их в энергонезависимой памяти, отображает измеренные значения на дисплее, а также обеспечивает связь счетчика с внешними устройствами через интерфейсы связи.

Встроенное ПО состоит из двух взаимодействующих частей: одна часть отвечает за измерительные функции счетчиков (метрологически значимая часть), другая - управляет работой интерфейсов счетчиков (метрологически незначимая часть). Метрологически значимая часть встроенного от изменений контрольной незначимой части ПО по метрологически значимой.

Пользователь счетчиков не имеет доступа к изменению метрологически значимой части встроенного ПО, а также заводских градуировочных коэффициентов, записанных в память счетчиков при производстве.

Метрологические характеристики счетчиков нормированы с учетом влияния метрологически значимой части встроенного ПО.

Уровень защиты метрологически значимой части встроенного ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Внешнее (сервисное) программное обеспечение «TOPAZ SM Configurator» является метрологически не значимым, предназначено для настройки (программирования) счетчиков и считывания из счетчиков служебной и измерительной информации.

Идентификационные данные метрологически значимой части встроенного ПО счетчиков приведены в таблице 2.

Таблица 2 -

ПО

данные

Идентификационные данные	Значение
Идентификационное наименование ПО	TOPAZ SM
Номер версии (идентификационный номер ПО)	1.7.0.11
Цифровой идентификатор ПО	0XB1708278
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО	СRC32

Метрологические и технические характеристики

Таблица 3 - Метрологические характеристики счетчиков с аналоговыми цепями тока и напряжения

Наименование характеристики	Значение
Тип включения цепей тока	трансформаторное
Тип включения цепей напряжения	трансформаторное непосредственное
Номинальное фазное/линейное напряжение Uhom, В1)	3x57,7/100; 3x220/380; 3x230/400
Номинальный ток Ihom (максимальный ток 1макс), А1)	1 (1,5); 1 (2)2); 5 (7,5); 5 (10)2)
Номинальная частота сети /ном, Гц	50
Стартовый ток (чувствительность) при измерениях активной и реактивной электрической энергии, 1ст,, % от Ihom	0,1
Расширенный рабочий диапазон напряжения при измерениях активной и реактивной электрической энергии, В	от 0,8^ ином до 1,15^ ином

Наименование характеристики	Значение
Классы точности при измерении активной электрической энергии по ГОСТ 31819.22-2012	0,2S; 0,5S
Классы точности при измерении реактивной электрической энергии: - по ТУ 26.51.63-030-89466010-2020	0,53)
- по ГОСТ 31819.23-2012	1,0
Постоянная счетчика для оптических импульсных выходов для модификации ..-Ext-., имп./кВт^ч (имп./квар^ч): - для модификаций с номинальным током 1 А и напряжением 3x220/380 В или 3x230/400 В
рабочий режим (A)	6250
испытательный режим (B)	220000
- для модификаций с номинальным током 1 А и напряжением 3x57,7/100
рабочий режим (A)	25000
испытательный режим (B)	880000
- для модификаций с номинальным током 5 А и напряжением 3x220/380 В или 3x230/400 В
рабочий режим (A) испытательный режим (B)	1250
- для модификаций с номинальным током 5 А и напряжением 3x57,7/100 В	45000
рабочий режим (A) испытательный режим (B)	5000 175000
Постоянная счетчика для электрических импульсных испытательных выходов для модификации .-Ext-., имп./кВт^ч (имп./квар^ч): - для модификаций с номинальными током 1 А и напряжением 3x220/380 В или 3x230/400 В - для модификаций с номинальными током 1 А и	220000
напряжением 3x57,7/100 - для модификаций с номинальными током 5 А и	880000
напряжением 3x220/380 В или 3x230/400 В - для модификаций с номинальными током 5 А и	45000
напряжением 3x57,7/100 В	175000

Наименование характеристики	Значение
Постоянная счетчика для оптических импульсных выходов для всех модификаций, кроме ..-Ext-., имп./кВт^ч (имп./квар^ч): - для модификаций с номинальным током 1 А и напряжением 3x220/380 В или 3x230/400 В
рабочий режим (A)	8300
испытательный режим (B)	293000
- для модификаций с номинальным током 1 А и напряжением 3x57,7/100
рабочий режим (A)	33500
испытательный режим (B)	1170000
- для модификаций с номинальным током 5 А и напряжением 3x220/380 В или 3x230/400 В
рабочий режим (A) испытательный режим (B)	1660
- для модификаций с номинальным током 5 А и напряжением 3x57,7/100 В	60000
рабочий режим (A) испытательный режим (B)	6650 233000
Постоянная счетчика для электрических импульсных испытательных выходов для всех модификаций, кроме .-Ext-имп./кВт^ч (имп./квар^ч): - для модификаций с номинальными током 1 А и напряжением 3x220/380 В или 3x230/400 В - для модификаций с номинальными током 1 А и	293000
напряжением 3x57,7/100 - для модификаций с номинальными током 5 А и	1170000
напряжением 3x220/380 В или 3x230/400 В	60000
для модификаций с номинальными током 5 А и напряжением 3x57,7/100 В	233000
Метрологические характеристики измерений ПКЭ, параметров напряжения, тока, электрической мощности, электрической энергии	таблица 15
Порядок гармоник n при измерениях ПКЭ, параметров напряжения, тока, электрической мощности, электрической энергии	от 2 до 50 включ.
Порядок интергармоник m при измерениях ПКЭ, параметров напряжения, тока, электрической мощности, электрической энергии	от 1 до 49 включ.
Метрологические характеристики преобразований аналоговых сигналов силы и напряжения переменного тока в цифровые выборки мгновенных значений силы и напряжения переменного тока для модификации . -MU	таблица 16
Пределы допускаемого абсолютного смещения формируемой счетчиком ШВ относительно ШВ внешнего источника в режиме синхронизации от внешнего источника, мкс 4):
по протоколу PTP	±1,0
по протоколу NTP	±1000

Наименование характеристики

Пределы допускаемой абсолютной основной погрешности хранения формируемой шкалы времени в автономном режиме при (20±5) °С за сутки, c_____________________________________

Пределы допускаемой абсолютной дополнительной погрешности хранения формируемой шкалы времени в автономном режиме при отклонении температуры окружающей среды от (20±5) °С в рабочих условиях измерений, на каждый 1 °С, (с/сут)/°С реактивной электрической энергии для

по ТУ 26.51.63-030-89466010-2020 составляют половину соответствующих значений для КТ 1 по ГОСТ 31819.23-2012 и приведены в таблицах 4-14

⁴⁾ Для обеспечения единства измерений времени шкала времени внешнего источника должна быть синхронизирована с национальной шкалой координированного времени Российской Федерации UTC (SU)

Таблица 4 - Пределы допускаемой относительной основной погрешности измерений реактивной электрической энергии прямого и обратного направлений при симметричной нагрузке и номинальном напряжении для счетчиков класса точности 0,5

Значение силы переменного тока, А	Коэффициент sin ф (при индуктивной или емкостной нагрузке)	Пределы допускаемой относительной основной погрешности, %
0,02^1ном < I < 0,05^/ном	1	±0,75
0,05 •/ном < I < 1макс	1	±0,5
0,05^1ном < I < 0,10^1ном	0,5	±0,75
0,10•/ном < I < /макс	0,5	±0,5
0,10•/ном < I < /макс	0,25	±0,75

Таблица 5 - Пределы допускаемой относительной основной погрешности измерений реактивной электрической энергии прямого и обратного направлений при однофазной нагрузке и номинальном напряжении для счетчиков класса точности 0,5

Значение силы переменного тока, А	Коэффициент sin ф (при индуктивной или емкостной нагрузке)	Пределы допускаемой относительной основной погрешности, %
0,05 •/ном < I < /макс	1	±0,75
0,10•/ном < I < /макс	0,5	±0,75

Таблица 6 - Средний температурный коэффициент при измерении реактивной электрической энергии прямого и обратного направлений при симметричной нагрузке и номинальном напряжении для счетчиков класса точности 0,5

Значение силы переменного тока, А	Коэффициент sin ф (при индуктивной или емкостной нагрузке)	Средний температурный коэффициент, %/°С
0^05^ 1ном   1  1макс	1	0,025
0,10^ 1ном  1  1макс	0,5	0,035

Таблица 7 - Пределы допускаемой относительной дополнительной погрешности измерений реактивной электрической энергии прямого и обратного направлений для счетчиков класса точности 0,5 при отклонении напряжения питания от номинального значения в пределах ±10 %

Значение силы переменного тока, А	Коэффициент sin ф (при индуктивной или емкостной нагрузке)	Пределы допускаемой относительной дополнительной погрешности, %
0,02 •Ihom < 1 < 1макс	1	±0,35
0^05^ 1ном   1 1макс	0,5	±0,50

Таблица 8 - Пределы допускаемой относительной дополнительной погрешности измерений реактивной электрической энергии прямого и обратного направлений для счетчиков класса точности 0,5 при отклонении частоты сети от номинального значения в пределах ±2 % при номинальном напряжении

Значение силы переменного тока, А	Коэффициент sin ф (при индуктивной или емкостной нагрузке)	Пределы допускаемой относительной дополнительной погрешности, %
0,02 •Ihom < 1 < 1макс	1	±0,75
0^05^ 1ном   1 1макс	0,5	±0,75

Таблица 9 - Пределы допускаемой относительной дополнительной погрешности измерений реактивной электрической энергии прямого и обратного направлений для счетчиков класса точности 0,5, вызванной постоянной магнитной индукцией внешнего происхождения

Значение силы переменного тока, А	Коэффициент sin ф (при индуктивной или емкостной нагрузке)	Пределы допускаемой относительной дополнительной погрешности, %
Ihom	1	±1,0

Таблица 10 - Пределы допускаемой относительной дополнительной погрешности измерений реактивной электрической энергии прямого и обратного направлений для счетчиков класса точности 0,5, вызванной магнитной индукцией внешнего происхождения 0,5 мТл

Значение силы переменного тока, А	Коэффициент sin ф (при индуктивной или емкостной нагрузке)	Пределы допускаемой относительной дополнительной погрешности, %
Ihom	1	±1,0

Таблица 11 - Пределы допускаемой относительной дополнительной погрешности измерений реактивной электрической энергии прямого и обратного направлений для счетчиков класса точности 0,5, вызванной радиочастотными электромагнитными полями

Значение силы переменного тока, А	Коэффициент sin ф (при индуктивной или емкостной нагрузке)	Пределы допускаемой относительной дополнительной погрешности, %
1ном	1	±1,0
Примечание - Характеристики воздействия - в соответствии с ГОСТ 31818.11-2012

Таблица 12 - Пределы допускаемой относительной дополнительной погрешности измерений реактивной электрической энергии прямого и обратного направлений для счетчиков класса точности 0,5, вызванной кондуктивными помехами, наводимыми радиочастотными полями

Значение силы переменного тока, А	Коэффициент sin ф (при индуктивной или емкостной нагрузке)	Пределы допускаемой относительной дополнительной погрешности, %
1ном	1	±1,0
Примечание - Характеристики воздействия - в соответствии с ГОСТ 31818.11-2012

Таблица 13 - Пределы допускаемой относительной дополнительной погрешности измерений реактивной электрической энергии прямого и обратного направлений для счетчиков класса точности 0,5, вызванной наносекундными импульсными помехами

Значение силы переменного тока, А	Коэффициент sin ф (при индуктивной или емкостной нагрузке)	Пределы допускаемой относительной дополнительной погрешности, %
1ном	1	±2,0
Примечание - Характеристики воздействия - в соответствии с ГОСТ 31818.11-2012

Таблица 14 - Пределы допускаемой относительной дополнительной погрешности измерений реактивной электрической энергии прямого и обратного направлений для счетчиков класса точности 0,5, вызванной колебательными затухающими помехами

Значение силы переменного тока, А	Коэффициент sin ф (при индуктивной или емкостной нагрузке)	Пределы допускаемой относительной дополнительной погрешности, %
1ном	1	±1,0
Примечание - Характеристики воздействия - в соответствии с ГОСТ 31818.11-2012

Таблица 15 - Метрологические характеристики измерений ПКЭ, параметров напряжения, тока, электрической мощности, электрической энергии счетчиков c индексами «Q (A)», «Q (S)» в модификации (позиция F таблицы 1)

Наименование характеристики	Диапазон измерений	Пределы допускаемой основной погрешности (5, % - относительная, Л, единицы измеряемой величины - абсолютная, у, % - приведенная)	Модификация счетчика
Показатели качества электроэнергии
Среднеквадратическое значение напряжения U, В	от 0,1'ином до имакс	±0,1 (у) ±0,2 (у)	^-Q (A)-^ ^-Q (S)-^

Наименование характеристики	Диапазон измерений	Пределы допускаемой основной погрешности (5, % - относительная, А, единицы измеряемой величины - абсолютная, у, % - приведенная)	Модификация счетчика
Отклонение частоты Af, Гц	от -7,5 до 7,5	±0,01 (А)	^-Q (A)-^ ^-Q (S)-^
Суммарный коэффициент гармонических составляющих напряжения KU, %	от 0,1 до 30	±0,05-Uhom/U(1) (А) при Ки < Uhom/U(1) ±5 (5) при Ки > UhomIU(I) ±0,1-Uhom/U(1) (А) при Ки < UhomIU(I) ±5 (5) при Ки > UhomIU(I)	^-Q (A)-^ ^-Q (S)-^
Коэффициент п-й гармонической составляющей напряжения Ки(п), %	от 0,05 до 30	±0,05-UhomIU(1) (А) при Ки(п) < ином1и(Г) ±5 (5) при Ки(п) > ином1и(Г) ^Q,1'UhomI'U(1) (А) при Ки(п) < ином1и(Г) ±5 (5) при Ки(п) > ином1и(Г)	^-Q (A)-^ ^-Q (S)-^
Коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности K2U, %	от 0 до 30	±0,15 (А) ±0,3 (А)	^-Q (A)-^ ^-Q (S)-^
Коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности Кои, %	от 0 до 30	±0,15 (А) ±0,3 (А)	^-Q (A)-^ ^-Q (S)-^
Длительность провала напряжения    с	от 0,01 до 60	±0,01 (А)	^-Q (A)-^ ^-Q (S)-^
Длительность прерывания напряжения Atnp, с	от 0,01 до 60	±0,01 (А)	^-Q (A)-^ ^-Q (S)-^
Глубина провала напряжения SUn, %, прерывания напряжения SUnp, %	от 0 до 100	±0,2 (А) ±1,0 (А)	^-Q (A)-^ ^-Q (S)-^
Остаточное напряжение при провале и прерывании напряжения, В	от 0 до 1,0-ином	±0,2 (А) ±1,0 (А)	^-Q (A)-^ ^-Q (S)-^

Наименование характеристики	Диапазон измерений	Пределы допускаемой основной погрешности (5, % - относительная, Л, единицы измеряемой величины - абсолютная, у, % - приведенная)	Модификация счетчика
Длительность временного перенапряжения ЛТпери, с	от 0,01 до 60	±0,01 (Л)	^-Q (A)-^ ^-Q (S)-^
Коэффициент временного перенапряжения Кпери, отн. ед.	от 1,0 до 2,0 для модификации _-Ext-_ от 1,0 до 1,5 для всех модификаций, кроме -Ext-	±0,002 (Л) ±0,01 (Л)	^-Q (A)-^ ^-Q (S)-^
Кратковременная доза фликера Pst, отн. ед.	от 0,2 до 10 от 0,4 до 4	±5 (5) ±5 (5)	^-Q (A)-^ ^-Q (S)-^
Длительная доза фликера Plt, отн. ед.	от 0,2 до 10 от 0,4 до 4	±5 (5) ±5 (5)	^-Q (A)-^ ^-Q (S)-^
Установившееся отклонение напряжения SUy, %о	от -90 до 100 для модификации _-Ext-_ от -90 до 50 для всех модификаций, кроме -Ext-	±0,1 (Л) ±0,2 (Л)	^-Q (A)-^ ^-Q (S)-^
Положительное отклонение напряжения 5U(+), %	от 0 до 100 для модификации _-Ext-_ от 0 до 50 для всех модификаций, кроме -Ext-	±0,1 (Л) ±0,2 (Л)	^-Q (A)-^ ^-Q (S)-^
Отрицательное отклонение напряжения 3U(.), %	от 0 до 90	±0,1 (Л) ±0,2 (Л)	^-Q (A)-^ ^-Q (S)-^

Наименование характеристики	Диапазон измерений	Пределы допускаемой основной погрешности (5, % - относительная, Л, единицы измеряемой величины - абсолютная, у, % - приведенная)	Модификация счетчика
Среднеквадратическое значение п-й гармонической составляющей напряжения U(n), В	от 0,0005'Uhom до 0,3* ином	±0,05 (у) при U(n) < 0,01-ином ±5 (5) при U(n) > 0,01-ином ±0,1 (у) при U(n) < 0,01-ином ±5 (5) при U(n) > 0,01-ином	^-Q (A)-^ ^-Q (S)-^
Среднеквадратическое значение т-й интергармонической составляющей напряжения U(m), В	от 0,0005-ином до 0,3-ином	±0,05 (у) при U(m) < 0,01-ином ±5 (5) при U(m) > 0,01-ином ±0,1 (у) при U(m) < 0,01-ином ±5 (5) при U(m) > 0,01-ином	^-Q (A)-^ ^-Q (S)-^
Коэффициент т-й интергармонической составляющей напряжения Ки(т), %	от 0,05 до 30	±0,05-ином/и(1) (Л) при Ku(-m) < ином1и(Г) ±5 (5) при Ku(-m) > ином1и(Г) ^^,1'ином1'и(1) (Л) при Ku(-m) < ином1и(Г) ±5 (5) при Ки(^) > ином1и(Г)	^-Q (A)-^ ^-Q (S)-^
Параметры нап		ряжения
Среднеквадратическое значение напряжения основной частоты U(1), В	от 0,1 - ином до имакс:	±0,1 (у) ±0,2 (у)	^-Q (A)-^ ^-Q (S)-^
Среднеквадратическое значение напряжения прямой последовательности основной частоты Ui, В	от 0 до и мак,?2	±0,1 (у) ±0,2 (у)	^-Q (A)-^ ^-Q (S)-^
Среднеквадратическое значение напряжения нулевой последовательности основной частоты Uo, В	от 0 до и мак,?2	±0,1 (у) ±0,2 (у)	^-Q (A)-^ ^-Q (S)-^

Наименование характеристики	Диапазон измерений	Пределы допускаемой основной погрешности (5, % - относительная, Л, единицы измеряемой величины - абсолютная, у, % - приведенная)	Модификация счетчика
Среднеквадратическое значение напряжения обратной последовательности основной частоты U2, В	от 0 до и мак,?2	±0,1 (у) ±0,2 (у)	^-Q (A)-^ ^-Q (S)-^
Угол фазового сдвига между фазными напряжениями основной частоты (ри, °	от -180 до +180	±0,1 (Л) ±0,2 (Л)	^-Q (A)-^ ^-Q (S)-^
Угол фазового сдвига между «-ми гармоническими составляющими фазных напряжений ри(п), °	от -180 до +180	±2 (Л) ±3 (Л)	^-Q (A)-^ ^-Q (S)-^
Частота переменного тока f, Гц	от 42,5 до 57,5	±0,01 (Л)	^-Q (A)-^ ^-Q (S)-^
Параметры тока
Среднеквадратическое значение силы фазного тока I, А	от 0^01'1ном до 1макс:	±0,1 (у) ±0,2 (у)	^-Q (A)-^ ^-Q (S)-^
Среднеквадратическое значение силы фазного тока основной частоты 1(1), А	от 0,01'1ном до 1макс	±0,1 (у) ±0,2 (у)	^-Q (A)-^ ^-Q (S)-^
Среднеквадратическое значение силы тока прямой последовательности основной частоты Ii, А	от 0 до iMakc^1	±0,1 (у) ±0,2 (у)	^-Q (A)-^ ^-Q (S)-^
Среднеквадратическое значение силы тока нулевой последовательности основной частоты 1о, А	от 0 до iMakcC^1	±0,1 (у) ±0,2 (у)	^-Q (A)-^ ^-Q (S)-^
Среднеквадратическое значение силы тока обратной последовательности основной частоты I2, А	от 0 до iMakcC^1	±0,1 (у) ±0,2 (у)	^-Q (A)-^ ^-Q (S)-^

Наименование характеристики	Диапазон измерений	Пределы допускаемой основной погрешности (5, % - относительная, Л, единицы измеряемой величины - абсолютная, у, % - приведенная)	Модификация счетчика
Среднеквадратическое значение п-й гармонической составляющей тока 1(п), А	от 0,0005-1ном до 0,5'1ном	±0,05 (у) при 1(п) < 0,03*/ном ±5 (5) при 1(п) 0,03*/ном ±0,1 (у) при 1(п) < 0^03'1ном ±5 (5) при 1(п) 0^03'1ном	^-Q (A)-^ ^-Q (S)-^
Среднеквадратическое значение т-й интергармонической составляющей тока 1(т), А	от 0,0005-/ном до 0,5'1ном	±0,05 (у) при 1(т) < 0,03*1ном ±5 (5) при 1(т)  0^03'1ном ±0,1 (у) при 1(т) < 0,03*1ном ±5 (5) при 1(т)  0,03*1ном	^-Q (A)-^ ^-Q (S)-^
Суммарный коэффициент гармонических составляющих тока KI, %	от 0,1 до 100	±0,05-Ihom/1(1) (Л) при К1 < 3^ 1ном11(1) ±5 (5) при К1 > 3^ 1ном/1(1) ±0,1-Ihom/1(1) (Л) при К1 < 3^ 1ном11(1) ±5 (5) при К1 > 3- 1ном/1(1)	^-Q (A)-^ ^-Q (S)-^
Коэффициент п-й гармонической составляющей тока Kl(n), %	от 0,05 до 50	±0,05-Ihom/I(1) (Л) при К1(п) < '3'1ном11(Г) ±5 (5) при К1(п) > Ъ' 1ном11(1) ^Q,1'IhomII(1) (Л) при К1(п) < '3'1ном11(Г) ±5 (5) при К1(п) > Ъ' 1ном11(1)	^-Q (A)-^ ^-Q (S)-^

Наименование характеристики	Диапазон измерений	Пределы допускаемой основной погрешности (5, % - относительная, Л, единицы измеряемой величины - абсолютная, у, % - приведенная)	Модификация счетчика
Коэффициент т-й интергармонической составляющей тока Kl(m), %	от 0,05 до 50	±0,05-1ном/1(1) (Л) при Kl(-m) < Ъ' 1ном11(Г) ±5 (5) при К1(-т) Ъ' 1ном11(Г) ^±0,1'1ном11(1) (Л) при К1(-т) < Ъ' 1ном11(Г) ±5 (5) при К1(^)   3' 1ном11(Г)	^-Q (A)-^ ^-Q (S)-^
Коэффициент несимметрии тока по нулевой последовательности K0I, %	от 0 до 50	±0,15 (Л) ±0,3 (Л)	^-Q (A)-^ ^-Q (S)-^
Коэффициент несимметрии тока по обратной последовательности K2I, %	от 0 до 50	±0,15 (Л) ±0,3 (Л)	^-Q (A)-^ ^-Q (S)-^
Угол фазового сдвига между фазными токами основной частоты ф1, °	от -180 до +180	±0,5 (Л)	^-Q (A)-^ ^-Q (S)-^
Угол фазового сдвига между фазным напряжением и одноименным током основной частоты фи1, °	от -180 до +180	±0,5 (Л)	^-Q (A)-^ ^-Q (S)-^
Угол фазового сдвига между «-ми гармоническими составляющими фазного напряжения и одноименного тока фи1(п)., °	от -180 до +180	±5 (Л)	^-Q (A)-^ ^-Q (S)-^
Угол фазового сдвига между напряжением и одноименным током прямой последовательности фи1/1(1)., °	от -180 до +180	±0,3 (Л)	^-Q (A)-^ ^-Q (S)-^

Наименование характеристики	Диапазон измерений	Пределы допускаемой основной погрешности (д, % - относительная, Л, единицы измеряемой величины - абсолютная, у, % - приведенная)	Модификация счетчика
Угол фазового сдвига между напряжением и одноименным током нулевой последовательности фио/о(1), °	от -180 до +180	±3 (Л)	^-Q (A)-^ • ^-Q (S)-^
Угол фазового сдвига между напряжением и одноименным током обратной последовательности фи2/2(1), °	от -180 до +180	±3 (Л)	^-Q (A)-^ ^-Q (S)-^
Параметры электрической мощности
Активная фазная, трехфазная мощность Рф, Р, Вт	от 0,1^ ином до и макс: от 0,01 1ном до 1макс 0,25 < \КР[ < 1	+0,2 (5) при Рф (Р) < Рфном (Рном) +0,2 (у) при Рф (Р) > Рфном (Рном) +0,5 (5) при Рф (Р) < Рфном (Рном) +0,5 (у) при Рф (Р) > Рф^ом (Рном)	^-Q (A)-^ ^-Q (S)-^
Активная фазная, трехфазная мощность основной частоты Рф(1), Р(1), Вт	Пределы измерений по входным сигналам тока и напряжения от 0,1^ Uном до и макс ) от 0,01 1ном до 1макс 0,25 < \КР\ < 1	+0,2 (5) при Рф (Р) < Рфном (Рном) +0,2 (у) при Рф (Р) > Рфном (Рном) +0,5 (5) при Рф (Р) < Рфном (Рном) +0,5 (у) при Рф (Р) > Рф^ом (Рном)	^-Q (A)-^ ^-Q (S)-^
Активная мощность прямой последовательности напряжения и тока Р1, Вт	Пределы измерений по входным сигналам тока и напряжения от 0,1^ Uном до и макс от 0,01^/ном до 1макс 1 0,25 < \КР\ < 1	+0,2 (5) при Рф (Р) < Рфном (Рном) +0,2 (у) при Рф (Р) > Рфном (Рном) +0,5 (5) при Рф (Р) < Рфном (Рном) +0,5 (у) при Рф (Р) > Рф^ом (Рном)	^-Q (A)-^ ^-Q (S)-^

Наименование характеристики	Диапазон измерений	Пределы допускаемой основной погрешности (5, % - относительная, Л, единицы измеряемой величины - абсолютная, у, % - приведенная)	Модификация счетчика
Активная мощность обратной последовательности напряжения и тока P2, Вт	Пределы измерений по входным сигналам тока и напряжения от 0,1^^ном до и макс от 0,01^/ном до 1макс 0,25 < |^р| < 1	+0,2 (5) при рф (р) < рфном (рном) +0,2 (у) при рф (р) > рфном (рном) +0,5 (5) при рф (р) < рфном (рном) +0,5 (у) при Рф (Р) > Рф^ом (Рном)	^-Q (A)-^ ^-Q (S)-^
Активная мощность нулевой последовательности напряжения и тока P0, Вт	Пределы измерений по входным сигналам тока и напряжения от 0,1^ Uном до и макс от 0,01^/ном до 1макс 0,25 < |^р| < 1	+0,2 (5) при Рф (Р) < Рфном (Рном) +0,2 (у) при Рф (Р) > Рфном (Рном) +0,5 (5) при Рф (Р) < Рфном (Рном) +0,5 (у) при Рф (Р) > Рф^ом (Рном)	^-Q (A)-^ ^-Q (S)-^
Активная фазная и трехфазная мощность «-ой гармонической составляющей Рф(п), P(«), Вт	Пределы измерений по входным сигналам тока и напряжения от 0,1' ином до и макс от 0,01^/ном до /макс 1 0,25 < |^р| < 1	+0,2 (5) при Рф (Р) < Рфном (Рном) +0,2 (у) при Рф (Р) > Рфном (Рном) +0,5 (5) при Рф (Р) < Рфном (Рном) +0,5 (у) при Рф (Р) > Рф^ом (Рном)	^-Q (A)-^ ^-Q (S)-^
Реактивная фазная, трехфазная мощность Qф, Q, вар	Пределы измерений по входным сигналам тока и напряжения от 0,1' ином до и макс от 0,01^/ном до /макс 0,25 < |KQ| < 1	+0,5 (5) при Qф (Q) < Qфном (Qном) +0,5 (у) при Qф (Q) > Qфном (Qном) +1,0 (5) при Qф (Q) < Qфном (Qном) +1,0 (у) при Qф (Q) > Qфном (Qном)	^-Q (A)-^ ^-Q (S)-^

Наименование характеристики	Диапазон измерений	Пределы допускаемой основной погрешности (д, %с - относительная, Л, единицы измеряемой величины - абсолютная, у, % - приведенная)	Модификация счетчика
Реактивная фазная, трехфазная мощность основной частоты Qф(1), Q(1), вар	Пределы измерений по входным сигналам тока и напряжения от 0,1 • ином до и макс от 0,01^ 1ном до 1макс 0,25 < |^е| < 1	+0,5 (5) при Qф (Q) < ^^фном (Qном) +0,5 (у) при Qф (Q) > Qфном (^^ном) +1,0 (5) при Qф (Q) < Qфном (^^ном) +1,0 (у) при Qф (Q) > Qфном (Qном)	^-Q (A)-^ ^-Q (S)-^
Реактивная мощность прямой последовательности напряжения и тока Q1, вар	Пределы измерений по входным сигналам тока и напряжения от 0,1 • ином до и макс ) от 0,01^/ном до 1макс 0,25 < |KQ| < 1	+0,5 (5) при Qф (Q) < Qфном (^^ном) +0,5 (у) при Qф (Q) > Qфном (Qном) +1,0 (5) при Qф (Q) < Qфном (Qном) +1,0 (у) при Qф (Q) > Qфном (Qном)	^-Q (A)-^ ^-Q (S)-^
Реактивная мощность обратной последовательности напряжения и тока Q2, вар	Пределы измерений по входным сигналам тока и напряжения от 0,1' ином до и макс от 0,01^/ном до 1макс 1 0,25 < |KQ| < 1	+0,5 (5) при Qф (Q) < Qфном (Qном) +0,5 (у) при Qф (Q) > Qфном (Qном) +1,0 (5) при Qф (Q) < Qфном (Qном) + 1,0 (у) при Qф (Q) > Qфном (Qном)	^-Q (A)-^ ^-Q (S)-^
Реактивная мощность нулевой последовательности напряжения и тока Q0, вар	Пределы измерений по входным сигналам тока и напряжения от 0,1' ином до и макс от 0,01^/ном до /макс 1 0,25 < |KQ| < 1	+0,5 (5) при Qф (Q) < Qфном (Qном) +0,5 (у) при Qф (Q) > Qфном (Qном) +1,0 (5) при Qф (Q) < Qфном (Qном) +1,0 (у) при Qф (Q) > Qфном (Qном)	^-Q (A)-^ ^-Q (S)-^

Наименование характеристики	Диапазон измерений	Пределы допускаемой основной погрешности (5, % - относительная, Л, единицы измеряемой величины - абсолютная, у, % - приведенная)	Модификация счетчика
Реактивная фазная и трехфазная мощность «-ой гармонической составляющей Qф(n), Q(«), вар	Пределы измерений по входным сигналам тока и напряжения от 0,1^^ном до и макс от 0,01^/ном до 1макс 0,25 < |^е| < 1	+0,5 (5) при Qф (Q) < Qфном (Qном) +0,5 (у) при Qф (Q) > ^^фном (Qном) +1,0 (5) при Qф (Q) < ^^фном (Qном) +1,0 (у) при Qф (Q) > Qфном (^^ном)	^-Q (A)-^ ^-Q (S)-^
Полная фазная, трехфазная мощность 8ф, S, В-А	Пределы измерений по входным сигналам тока и напряжения от 0,1^ Uном до и макс от 0,01^/ном до 1макс	+0,5 (5) при Qф (Q) < ^^фном (Qном) +0,5 (у) при Qф (Q) > ^^фном (Qном) +1,0 (5) при Qф (Q) < Qфном (^^ном) +1,0 (у) при Qф (Q) > Qфном (Qном)	^-Q (A)-^ ^-Q (S)-^
Полная фазная, трехфазная мощность основной частоты 8ф(1), S(i), В-А	Пределы измерений по входным сигналам тока и напряжения от 0,1^ Uном до и макс от 0,01^/ном до /макс 1	+0,5 (5) при Qф (Q) < ^^фном (Qном) +0,5 (у) при Qф (Q) > Qфном (^^ном) +1,0 (5) при Qф (Q) < Qфном (Qном) +1,0 (у) при Qф (Q) > Qфном (Qном)	^-Q (A)-^ ^-Q (S)-^
Полная мощность нулевой последовательности напряжения и тока S0, В^А	Пределы измерений по входным сигналам тока и напряжения от 0,1' ином до и макс от 0,01^/ном до /макс	+0,5 (5) при Qф (Q) < Qфном (^^ном) +0,5 (у) при Qф (Q) > Qфном (Qном) +1,0 (5) при Qф (Q) < Qфном (Qном) +1,0 (у) при Qф (Q) > Qфном (Qном)	^-Q (A)-^ ^-Q (S)-^

Наименование характеристики	Диапазон измерений	Пределы допускаемой основной погрешности (5, % - относительная, Л, единицы измеряемой величины - абсолютная, у, % - приведенная)	Модификация счетчика
Полная мощность прямой последовательности напряжения и тока S1, В^А	Пределы измерений по входным сигналам тока и напряжения от 0,1^^ном до и макс от 0,01^/ном до 1макс	+0,5 (5) при Qф (Q) < Qфном (Qном) +0,5 (у) при Qф (Q) > Qфном (Qном) +1,0 (5) при Qф (Q) < Qфном (Qном) +1,0 (у) при Qф (Q) > ^^фном (Qном)	^-Q (A)-^ ^-Q (S)-^
Полная мощность обратной последовательности напряжения и тока S2, В^А	Пределы измерений по входным сигналам тока и напряжения от 0,1^ Uном до и макс 2 от 0,01^/ном до 1макс	+0,5 (5) при Qф (Q) < Qфном (Qном) +0,5 (у) при Qф (Q) > Qфном (Qном) +1,0 (5) при Qф (Q) < Qфном (Qном) +1,0 (у) при Qф (Q) > ^^фном (Qном)	^-Q (A)-^ ^-Q (S)-^
Полная фазная и трехфазная мощность «-ой гармонической составляющей Зф(п), S(n), В^А	Пределы измерений по входным сигналам тока и напряжения от 0,1^ Uном до и макс от 0,01^/ном до /макс 1	+0,5 (5) при Qф (Q) < Qфном (Qном) +0,5 (у) при Qф (Q) > ^^фном (Qном) +1,0 (5) при Qф (Q) < ^^фном (Qном) +1,0 (у) при Qф (Q) > ^^фном (Qном)	^-Q (A)-^ ^-Q (S)-^
Коэффициент мощности фазный и трехфазный KP	от -1 до 1	±0,01 (Л)	^-Q (A)-^ ^-Q (S)-^
Параметры электрической энергии
Активная трехфазная энергия Wp, кВт^ч	Пределы измерений по входным сигналам тока и напряжения от 0,8^ ином до и макс от 0,01^/ном до /макс 1 0,25 < cos ф < 1 (инд., емк.)	Класс точности 0,2S по ГОСТ 31819.22-2012 Класс точности 0,5S по ГОСТ 31819.22-2012	_-02-_ ^-05-^

Наименование характеристики	Диапазон измерений	Пределы допускаемой основной погрешности (5, % - относительная, Л, единицы измеряемой величины - абсолютная, у, % - приведенная)	Модификация счетчика
Активная трехфазная энергия основной частоты Wp(1), кВт ч	Пределы измерений по входным сигналам тока и напряжения от 0,8^ ^Uhom до и макс от 0,01^ 1ном до 1макс 0,25 < cos ф < 1 (инд., емк.)	Показатели точности соответствуют классу точности 0,2S по ГОСТ 31819.22-2012 Показатели точности соответствуют классу точности 0,5S по ГОСТ 31819.22-2012
Активная трехфазная энергия прямой последовательности Wpi, кВт^ч	Пределы измерений по входным сигналам тока и напряжения от 0,8^ Uhom до 1,15^ Uном от 0,01^ Ihom до 1макс 1 0,25 < cos ф < 1 (инд., емк.)	Показатели точности соответствуют классу точности 0,2S по ГОСТ 31819.22-2012 Показатели точности соответствуют классу точности 0,5S по ГОСТ 31819.22-2012	_-02-_ ^-05-...
Реактивная трехфазная энергия Wq, квар^ч	Пределы измерений по входным сигналам тока и напряжения от 0,8^ Uhom до 1,15^ Uном от 0,01^ 1ном до 1макс 1 для КТ 0,5 от 0,02^ 1ном до 1макс 1 для КТ 1 0,25 < sin ф < 1 (инд., емк.)	Класс точности 0,5 по ТУ 26.51.63-03089466010-2020 Класс точности 1 по ГОСТ 31819.23-2012	^-02-_ ^-05-^
Реактивная трехфазная энергия основной частоты Wq(1), квар^ч	Пределы измерений по входным сигналам тока и напряжения от 0,8^ Uhom до 1,15' ином от 0,01^Ihom до 1макс для КТ 0,5 от 0,02^ 1ном до 1макс для КТ 1 0,25 < sin ф < 1 (инд., емк.)	Показатели точности соответствуют классу точности 0,5 по ТУ 26.51.63-03089466010-2020 Показатели точности соответствуют классу точности 1 по ГОСТ 31819.23-2012	^-02-_ ^-05-^

• -  для модификации с расширенным диапазоном измерений (_ -Ext-^) 1макс 2'1ном;

• -  для остальных модификаций 1макс = 1,5-1ном

• ²⁾ Верхний предел измерений напряжения имакс:

• -  для модификации с расширенным диапазоном измерений (_ -Ext-^) U макс = 2'UhOM;

• -  для остальных модификаций имакс = 1,5- ином

Примечания.

• 1. Приведенные погрешности рассчитываются относительно номинальных значений, если не указано иного. Для однофазных мощностей номинальные значения составляют:

  Р = и • I

  * ном ^-'ном 'ном

  Сном ^ном • ^ном

  V = и • I

  ‘-'ном ’-'ном 'ном

  Для трехфазных мощностей номинальные значения равны номинальным значениям для однофазных мощностей, умноженным на 3.

  2. Измеряемые параметры ПКЭ и напряжения относятся к фазным и линейным напряжениям.

  При измерениях гармонических и интергармонических составляющих выбор методов группирования по ГОСТ 30804.4.7-2013 и

• 3. возможен ГОСТ IEC 61000-4-30-2017:

гармонических группы, интергармонические подгруппы; гармонические подгруппы, центрированные интергармонические подгруппы.

• 4. Среднеквадратическое значение напряжения U, среднеквадратическое значение силы фазного тока I, активная фазная, трехфазная мощность Рф, Р, реактивная фазная, трехфазная мощность Qф, Q, полная фазная, трехфазная мощность 8ф, S измеряются с учетом всех спектральных составляющих до 50 гармоники включительно, а также интергармоник до 49 порядка.

• 5. Частота n-ой гармонической составляющей определяется по формуле /(„) = п • f(₁), частота m-ой интергармонической составляющей - /(^) = (т + 0,5) • f(₁)

  Наименование характеристики

  Диапазон измерений

  Пределы допускаемой основной погрешности (5, % - относительная, Л, единицы измеряемой величины - абсолютная, Y, % - приведенная)

  Модификация счетчика

  6. методом:

Измерения реактивной мощности Qф, Q счетчик выполняет геометрическим

Q = 7^² - Р²

В связи с тем что значения фазовых углов, получаемых при преобразовании Фурье, равные п и -п, соответствуют одной и той же точке комплексной плоскости (g±7^ = -1), значения фазовых углов в области значений (-180°±Л) и (+180°±Л) могут менять свой знак на противоположный. Перемена знака в данной области значений не является неисправностью счетчика. Значение погрешности измерений углов фазового сдвига при этом должно рассчитываться по формуле:

^|Д^{|     |}^изм^|    |^эт^|

• 8.    Показатели точности ПКЭ, параметров напряжения, тока, электрической мощности, нормированы в диапазоне частот от 42,5 до 57,5 Гц.

• 9.    Под коэффициентом мощности KP в общем случае понимается отношение активной к полной мощности: Kp = P/S; для синусоидального сигнала Kp = cos ф.

• 10.   Под коэффициентом KQ в общем случае понимается отношение реактивной к полной мощности: KQ = Q/S; для синусоидального сигнала KQ = sin ф.

• 11.   Влияющей величиной при измерениях ПКЭ, параметров напряжения, тока, электрической мощности является температура окружающего воздуха. Пределы допускаемой дополнительной погрешности от влияния изменения температуры окружающего воздуха при измерениях ПКЭ, параметров напряжения, тока, электрической мощности не превышают половины предела допускаемой основной погрешности при отклонении температуры окружающего воздуха от (20±5) °С на каждые 10 °С в рабочих условиях измерений.

• 12.   Дополнительные погрешности при измерениях параметров электрической энергии - в соответствии с ГОСТ 31819.22-2012 для КТ 0,2S, КТ 0,5S (активная трехфазная энергия, активная трехфазная энергия основной частоты, активная трехфазная энергия прямой последовательности), таблицами 5-14 для КТ 0,5 (ТУ 26.51.63-030-89466010-2020) и ГОСТ 31819.23-2012 для КТ 1 (реактивная трехфазная энергия, реактивная трехфазная энергия основной частоты, реактивная трехфазная энергия прямой последовательности).

• 13.   Класс A по ГОСТ 30804.4.7-2013 и ГОСТ IEC 61000-4-30-2017 соответствует модификации . -02-., класс S - модификации . -05.

Таблица 16 - Метрологические характеристики преобразования аналоговых сигналов в цифровые выборки мгновенных значений напряжения и силы тока (модификации . _-02-_-MU, .^-05-^-MU)

Наименование характеристики	Значение
Диапазон измерений (преобразований) напряжения переменного тока и и напряжения основной частоты U(i), В	от 0,1 • ином до и макс:
Пределы допускаемой относительной основной погрешности измерений (преобразований) напряжения переменного тока U и напряжения основной частоты U(i), %с	±0,1
Диапазон измерений (преобразований) силы переменного тока 1 и силы тока основной частоты l(i)., А:	от 0,01'1ном до 1макс

Наименование характеристики

погрешности при отклонении температуры окружающего воздуха от (20±5) °С на каждые 10 °С в рабочих условиях измерений.

5. Показатели точности величин, указанных в таблице, нормированы в диапазоне частот от 42,5 до 57,5 Гц.

Таблица 17 - Метрологические характеристики счетчиков модификации . .-SV-.

__________Наименование характеристики

• 1. Измеряемые величины, погрешностей идентичны .-02-.-Q (A)-. при частоте дискретизации сигнала 12800 и 14400 Гц (соответственно 256 и 288 выборок за период промышленной частоты).

  диапазоны измерений и пределы допускаемых основных соответствующим показателям счетчиков модификаций

• 2. При меньших частотах дискретизации погрешности измерений величин, связанных с гармониками и интергармониками, гарантируются до следующих порядков:

  n =	10	и
  n =	12	и
  n =	24	и
  n =	48	и

m = 9 при частоте 1000 Гц (20 выборок за период);

m = 11 при частоте 1200 Гц (24 выборки за период);

m = 23 при частоте 2400 Гц (48 выборок за период); m = 47 при частоте 4800 Гц (96 выборок за период).

На показатели точности величин, не связанные с гармониками и интергармониками, в том числе класс точности счетчика активной и реактивной энергии, частота дискретизации сигнала не влияет.

• 3. Влияющей величиной при измерениях ПКЭ, параметров напряжения, тока, электрической мощности, электрической энергии является температура окружающего воздуха. Пределы допускаемой дополнительной погрешности от влияния изменения температуры окружающего воздуха при измерениях ПКЭ, параметров напряжения, тока, мощности, энергии не превышают половины предела допускаемой основной погрешности при отклонении температуры окружающего воздуха от (20±5) °С на каждые 10 °С в рабочих условиях измерений.

Таблица 18 - Основные технические

Наименование характеристики	Значение
Параметры электрического питания: - напряжение постоянного тока: номинальное значение, В рабочий диапазон, В	24; 230 от 15 до 48 от 100 до 370
- напряжение переменного тока частотой 50 Гц: номинальное значение, В рабочий диапазон, В	230 от 85 до 264
Нормальные условия измерений: - температура окружающей среды, °С - относительная влажность при температуре окружающей среды +20 °С, % - атмосферное давление, кПа	от +15 до +25 от 30 до 80 от 84,0 до 106,7
Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С - относительная влажность при температуре окружающей среды +25 °С, % - атмосферное давление, кПа	-40 до +70 до 95 от 84,0 до 106,7
Степень защиты, обеспечиваемая оболочкой (код IP) по ГОСТ 14254-2015	IP54
Мощность, потребляемая по цепям питания, В^А, не более	10

Наименование характеристики	Значение
Мощность, потребляемая по измерительным цепям напряжения (на фазу), В^А, не более	0,06
Мощность, потребляемая по измерительным цепям тока (на фазу), В • А, не более	0,05
Число тарифных зон	8
Глубина хранения результатов измерений: - профили нагрузки для 30-минутных интервалов, сут., не менее	90
- профили нагрузки для 60-минутных интервалов, сут., не менее - значения потребленной активной и реактивной электрической энергии	180
с нарастающим итогом суммарно и раздельно по тарифам, фиксированных на начало каждых суток (00 часов 00 минут 00 секунд),	123
сут, не менее
Длительность сохранения информации в энергонезависимой памяти счетчика (результатов измерений, параметров настройки, встроенного программного обеспечения) при отключенном питании, лет, не менее	30
Самодиагностика с фиксацией в журнале	имеется
Габаритные размеры (глубина^ширина^длина), мм, не более	70x154x301
Масса, кг, не более	1,5

Таблица 19 - Показатели надежности

Наименование характеристики	Значение
Средний срок службы, лет	30
Средняя наработка на отказ, ч	320000

Знак утверждения типа

наносится на корпус счетчика любым технологическим способом, а также на титульные листы руководства по эксплуатации и паспорта типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 20 - Комплектность

Наименование	Обозначение	Количество
Счетчик электрической энергии	TOPAZ SM	1 шт.
Паспорт	ПЛСТ.411152.001 ПС	1 экз.
Руководство по эксплуатации	ПЛСТ.411152.001 РЭ	1 экз.
Примечания. 1. По согласованию с покупателем руководство по эксплуатации поставляется путем размещения в сети Интернет на сайте изготовителя. 2. Сервисное ПО «TOPAZ SM Configurator» не входит в комплектность средства измерений и поставляется по отдельному заказу

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в разделе 1 «Описание и работа» руководства по эксплуатации ПЛСТ.411152.001 РЭ.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к средству измерений

ГОСТ 30804.4.7-2013 «Совместимость технических средств электромагнитная. Общее руководство по средствам измерений и измерениям гармоник и интергармоник для систем электроснабжения и подключаемых к ним технических средств»;

ГОСТ 30804.4.30-2013 «Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Методы измерений показателей качества электрической энергии»;

ГОСТ IEC 61000-4-30-2017 «Электромагнитная совместимость (ЭМС). Часть 4-30. Методы испытаний и измерений. Методы измерений качества электрической энергии»;

ГОСТ 31818.11-2012 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Общие требования. Испытания и условия испытаний. Часть 11. Счётчики электрической энергии»;

ГОСТ 31819.22-2012 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счётчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S»;

ГОСТ 31819.23-2012 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счётчики реактивной энергии»;

ГОСТ 32144-13 «Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения»;

ГОСТ Р 51317.4.15-2012 «Совместимость технических средств электромагнитная. Фликерметр. Технические требования и методы испытаний»;

ГОСТ IEC 61000-4-15-2014 «Совместимость технических средств электромагнитная. Часть 4. Методики испытаний и измерений. Раздел 15. Фликерметр. Функциональные и конструктивные требования»;

ГОСТ 8.655-2009 «ГСИ Средства измерений показателей качества электрической энергии. Общие технические требования»;

ГОСТ 33073-2014 «Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Контроль и мониторинг качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения»;

ГОСТ Р 58940-2020 «Требования к протоколам обмена информацией между компонентами интеллектуальной системы учета и приборами учета»;

и системы телемеханики. стандарт по основным «Устройства

Доступ к сети для ГОСТ Р МЭК

Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» (п. 6.12, 6.13).

Испытательный центр

Общество с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский центр «ЭНЕРГО» (ООО «НИЦ «ЭНЕРГО»)

Адрес юридического лица: 117405, г. Москва, вн.тер.г. муниципальный округ Чертаново Южное, ул. Дорожная, д. 60, эт./помещ. 1/1, ком. 14-17

Адрес места осуществления деятельности: 117405, г. Москва, ул. Дорожная, д. 60, помещ. № 1 (ком. №№ 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17), помещ. № 2 (ком. № 15) Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.314019.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «26» декабря 2024 г. № 3120

Регистрационный № 94223-24

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системы измерений параметров СИП 5004

Назначение средства измерений

Системы измерений параметров СИП 5004 (далее для измерений напряжения сопротивлений постоянному температуре, измеряемой термопреобразователями сопротивления по ГОСТ 6651-2009, и передачи результатов измерений по интерфейсам в автоматизированную систему управления (АСУ).

Описание средства измерений

СИП конструктивно состоит из:

- наземной кабельной сети (состоящей из магистральных кабелей и ящиков соединительных) и комплекта подключения (состоящего из соединительных кабелей и элементов формирования схем подключения датчиков различных типов), предназначенных для подключения СИП к датчикам объекта управления;

- шкафа измерительного, предназначенного для аналого-цифрового преобразования сигналов датчиков объекта управления, последующей обработки и передачи результатов измерений в цифровой форме в АСУ.

СИП выпускается в двух модификациях: СИП 5004/1 и СИП 5004/2, которые отличаются наземной кабельной сетью и комплектами подключения.

СИП имеет трехканальную резервированную структуру. Результаты измерений СИП передаются по интерфейсам Fast Ethernet в АСУ. Управление работой СИП осуществляется от АСУ по тем же интерфейсам.

Принцип действия СИП основан на измерении информативных параметров выходных электрических сигналов датчиков, не входящих в состав СИП, обработке измерительной информации и передачи ее в цифровой форме по интерфейсам в АСУ.

СИП функционально состоит из измерительных каналов (ИК):

- напряжения постоянного тока;

- силы постоянного тока;

- отношения сопротивлений постоянному току;

- сопротивления постоянному току, соответствующего температуре, измеряемой термопреобразователями сопротивления по ГОСТ 6651-2009.

Принцип действия ИК напряжения постоянного тока основан на преобразовании с помощью делителя и АЦП напряжения датчиков в цифровой код, последующей обработке в микроконтроллере и передаче результатов измерений в цифровой форме в АСУ.

Принцип действия ИК силы постоянного тока основан на преобразовании с помощью шунта и АЦП силы постоянного тока датчиков в цифровой код, последующей обработке в микроконтроллере и передаче результатов измерений в цифровой форме в АСУ.

Принцип действия ИК отношения сопротивлений постоянному току основан на преобразовании падений напряжения, возникающих при прохождении через измеряемые сопротивления постоянного тока, с помощью АЦП в цифровые коды, последующем вычислении отношения сопротивлений в микроконтроллере и передаче результатов измерений в цифровой форме в АСУ.

Принцип действия ИК сопротивления постоянному току, соответствующего температуре, измеряемой термопреобразователями сопротивления по ГОСТ 6651-2009, основан на преобразовании падения напряжения, возникающего при прохождении через измеряемое сопротивление термопреобразователя (не входящего в состав ИК) постоянного тока, с помощью АЦП в цифровой код, последующей обработке по известной градуировочной характеристике в микроконтроллере и передаче результатов измерений в цифровой форме в значениях температуры в АСУ.

В шкафу измерительном установлены: панель питания датчиков, обеспечивающая питание датчиков; модули кроссовые аналоговые, обеспечивающие установку необходимых элементов формирования схем подключения датчиков различных типов и проверку технического состояния ИК СИП; модули измерительные, обеспечивающие измерение аналоговых сигналов датчиков по шестнадцати измерительным каналам и выдачу результатов измерений через коммутаторы Ethernet по интерфейсам Fast Ethernet в АСУ.

СИП комплектуется комплектом проверочной аппаратуры (КПА), предназначенным для проверки технического состояния и проведения поверки СИП. В состав КПА входят технологический компьютер, устройства проверочные, средства измерений.

СИП комплектуется комплектом ЗИП-О. В состав комплекта ЗИП-О входят запасные части, позволяющие оперативно восстанавливать работоспособность СИП, а также инструменты и принадлежности, необходимые для эксплуатации СИП.

Защита от несанкционированного доступа обеспечивается закрыванием шкафа измерительного на специализированные встроенные замки с возможностью их пломбировки.

Нанесение знака поверки на корпусы составных частей СИП не предусмотрено ее условиями эксплуатации.

Заводской номер СИП наносится на фирменную табличку с внутренней стороны передней двери шкафа измерительного в формате «001» («002»).

Общий вид составных частей СИП, таблички с заводским номером и схема пломбировки от несанкционированного доступа приведены на рисунках 1-5.

СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ ПАРАМЕТРОВ СИП 5004/2 ЛТКЖ.411711.055 ТУ Шкаф измерительный СИП 5004-ШИ ООО "НПП "ПАРК-ЦЕНТР" № 002   2024 г.

Рисунок 5 - Табличка с заводским номером

Программное обеспечение

Метрологически значимая часть программного обеспечения (ПО) СИП находится в исполняемом файле sip5004_metr.exe.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Система измерений параметров СИП 5004
Идентификационное наименование ПО	sip5004 metr.exe
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.01
Цифровой идентификатор ПО	906CFD69EACBF3A66EA6122FF07063F2
Алгоритм вычисления контрольной суммы исполняемого кода	MD5

Метрологически значимая часть ПО СИП и измеренные данные достаточно защищены с помощью средств защиты от непреднамеренных и преднамеренных изменений. Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Метрологические характеристики СИП нормированы с учетом ПО.

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 -

Наименование характеристики	Значение	Кол-во ИК
ИК напряжения постоянного тока
Диапазон измерений напряжения постоянного тока, В	от -1 до +1	2
Пределы допускаемой приведенной к верхнему пределу измерений (ВП) погрешности измерений напряжения постоянного тока, %	±0,2
Диапазон измерений напряжения постоянного тока, В	от -10 до +10	3
Пределы допускаемой приведенной к ВП погрешности измерений напряжения постоянного тока, %	±0,5

Наименование характеристики	Значение	Кол-во ИК
ИК силы постоянного тока
Диапазон измерений силы постоянного тока, мА	от 0 до 5 от 0 до 20 от 4 до 20	2 1 1
Пределы допускаемой приведенной к ВП погрешности измерений силы постоянного тока, %	±0,5
ИК отношения сопротивлений постоянному току
Диапазон измерений отношения сопротивлений постоянному току (при общем сопротивлении от 200 до 6500 Ом), %	от 0 до 100	24
Пределы допускаемой приведенной к ВП погрешности измерений отношения сопротивлений постоянному току, %	±0,5
ИК сопротивления постоянному току, соответствующего температуре, измеряемой термопреобразователями сопротивления по ГОСТ 6651-2009
Диапазон измерений сопротивления постоянному току, соответствующего температуре от -50 °C до +50 °C, Ом	от 39,23 до 60,70	1
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений сопротивления постоянному току, соответствующего температуре, выраженной в единицах индицируемой температуры, °C	±0,5
Номинальная статическая характеристика преобразования	50М по ГОСТ 6651-2009 (Ro = 50 Ом, а = 0,00428 °C-1)
Диапазон измерений сопротивления постоянному току, соответствующего температуре от -50 °C до +50 °C, Ом	от 78,46 до 121,40	1
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений сопротивления постоянному току, соответствующего температуре, выраженной в единицах индицируемой температуры, °C	±0,5
Номинальная статическая характеристика преобразования	100М по ГОСТ 6651-2009 (Ro = 100 Ом, а = 0,00428 °C-1)
Диапазон измерений сопротивления постоянному току, соответствующего температуре от -50 °C до +50 °C, Ом	от 392,3 до 607,0	1
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений сопротивления постоянному току, соответствующего температуре, выраженной в единицах индицируемой температуры, °C	±0,5
Номинальная статическая характеристика преобразования	500М по ГОСТ 6651-2009 (R0 = 500 Ом, а = 0,00428 °C-1)

Наименование характеристики	Значение	Кол-во ИК
Диапазон измерений сопротивления постоянному току, соответствующего температуре от -50 °C до +200 °C, Ом	от 39,23 до 92,80	1
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений сопротивления постоянному току, соответствующего температуре, выраженной в единицах индицируемой температуры, °C	±0,5
Номинальная статическая характеристика преобразования	50М по ГОСТ 6651-2009 (Ro = 50 Ом, а = 0,00428 °C-1)
Диапазон измерений сопротивления постоянному току, соответствующего температуре от -50 °C до +200 °C, Ом	78,46 до 185,60	1
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений сопротивления постоянному току, соответствующего температуре, выраженной в единицах индицируемой температуры, °C	±0,5
Номинальная статическая характеристика преобразования	100М по ГОСТ 6651-2009 (Ro = 100 Ом, а = 0,00428 °C-1)
Диапазон измерений сопротивления постоянному току, соответствующего температуре от -50 °C до +200 °C, Ом	от 392,3 до 928,0	1
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений сопротивления постоянному току, соответствующего температуре, выраженной в единицах индицируемой температуры, °C	±0,5
Номинальная статическая характеристика преобразования	500М по ГОСТ 6651-2009 (R0 = 500 Ом, а = 0,00428 °C-1)
Диапазон измерений сопротивления постоянному току, соответствующего температуре от -200 °C до +200 °C, Ом	от 8,62 до 88,52	1
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений сопротивления постоянному току, соответствующего температуре, выраженной в единицах индицируемой температуры, °C	±0,5
Номинальная статическая характеристика преобразования	50П по ГОСТ 6651-2009 (R0 = 50 Ом, а = 0,00391 °C-1)

Наименование характеристики	Значение	Кол-во ИК
Диапазон измерений сопротивления постоянному току, соответствующего температуре от -200 °C до +200 °C, Ом	от 17,24 до 177,04	1
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений сопротивления постоянному току, соответствующего температуре, выраженной в единицах индицируемой температуры, °C	±0,5
Номинальная статическая характеристика преобразования	100П по ГОСТ 6651-2009 (Ro = 100 Ом, а = 0,00391 °C-1)
Диапазон измерений сопротивления постоянному току, соответствующего температуре от -200 °C до +200 °C, Ом	от 86,2 до 885,2	3
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений сопротивления постоянному току, соответствующего температуре, выраженной в единицах индицируемой температуры, °C	±0,5
Номинальная статическая характеристика преобразования	500П по ГОСТ 6651-2009 (Ro = 500 Ом, а = 0,00391 °C-1)
Диапазон измерений сопротивления постоянному току, соответствующего температуре от -50 °C до +50 °C, Ом	40,00 до 59,85	1
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений сопротивления постоянному току, соответствующего температуре, выраженной в единицах индицируемой температуры, °C	±0,5
Номинальная статическая характеристика преобразования	50П по ГОСТ 6651-2009 (Ro = 50 Ом, а = 0,00391 °C-1)
Диапазон измерений сопротивления постоянному току, соответствующего температуре от -50 °C до +50 °C, Ом	от 80,00 до 119,70	14
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений сопротивления постоянному току, соответствующего температуре, выраженной в единицах индицируемой температуры, °C	±0,5
Номинальная статическая характеристика преобразования	100П по ГОСТ 6651-2009 (R0 = 100 Ом, а = 0,00391 °C-1)

Наименование характеристики	Значение	Кол-во ИК
Диапазон измерений сопротивления постоянному току, соответствующего температуре от -50 °C до +50 °C, Ом	от 400,0 до 598,5	3
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений сопротивления постоянному току, соответствующего температуре, выраженной в единицах индицируемой температуры, °C	±0,5
Номинальная статическая характеристика преобразования	500П по ГОСТ 6651-2009 (Ro = 500 Ом, а = 0,00391 °C-1)
Диапазон измерений сопротивления постоянному току, соответствующего температуре от -200 °C до -180 °C, Ом	от 8,62 до 12,98	1
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений сопротивления постоянному току, соответствующего температуре, выраженной в единицах индицируемой температуры, °C	±0,3
Номинальная статическая характеристика преобразования	50П по ГОСТ 6651-2009 (Ro = 50 Ом, а = 0,00391 °C-1)
Диапазон измерений сопротивления постоянному току, соответствующего температуре от -200 °C до -180 °C, Ом	от 17,24 до 25,96	1
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений сопротивления постоянному току, соответствующего температуре, выраженной в единицах индицируемой температуры, °C	±0,3
Номинальная статическая характеристика преобразования	100П по ГОСТ 6651-2009 (Ro = 100 Ом, а = 0,00391 °C-1)
Диапазон измерений сопротивления постоянному току, соответствующего температуре от -200 °C до -180 °C, Ом	от 86,2 до 129,8	3
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений сопротивления постоянному току, соответствующего температуре, выраженной в единицах индицируемой температуры, °C	±0,3
Номинальная статическая характеристика преобразования	500П по ГОСТ 6651-2009 (R0 = 500 Ом, а = 0,00391 °C-1)

Таблица 3 -Технические

Наименование характеристики	Значение
Параметры электрического питания от сети постоянного тока: - количество независимых вводов для питания каналов резервирования, с гальванической развязкой цепей питания	3
от остальных цепей и корпуса
- напряжение постоянного тока, В	от 24 до 34
Потребляемая мощность от сети постоянного тока
(по каждому вводу), Вт, не более	30
Габаритные размеры (длина; ширина; высота), мм, не более:
- шкаф измерительный	900; 850; 2000
- ящик соединительный	430; 140;670
Масса, кг, не более:
- шкаф измерительный	300
- ящик соединительный	16,5
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, °С	от +5 до +35
- относительная влажность, %	от 30 до 80
- атмосферное давление, кПа	от 84 до 106
- амплитуда виброускорения при синусоидальной вибрации для СИП 5004/1, м/с2 (g):
- в диапазоне частот от 10 до 50 Гц	7,8 (0,8)
- в диапазоне частот от 50 до 100 Гц	10,8 (1,1)
- в диапазоне частот от 100 до 200 Гц	19,6 (2,0)
- в диапазоне частот от 200 до 500 Гц	29,4 (3,0)

Таблица 4 - Показатели надежности

Наименование характеристики	Значение
Срок службы, лет, не менее	15
Наработка до отказа, ч, не менее	100000

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист эксплуатационной документации типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 5 - Комплектность

Наименование	Обозначение	Количество
Система измерений параметров СИП 5004/1 зав. № 001
Наземная кабельная сеть СИП 5004/1-НКС	ЛТКЖ.411979.105	1 шт.
Комплект подключения СИП 5004/1-КП	ЛТКЖ.411971.043	1 шт.
Шкаф измерительный СИП 5004-ШИ	ЛТКЖ.411528.282	1 шт.
Комплект проверочной аппаратуры СИП 5004/1-КПА	ЛТКЖ.411979.т	1 шт.

Наименование	Обозначение	Количество
Комплект ЗИП-О СИП 5004/1-ЗИП-О	ЛТКЖ.411973.031	1 шт.
Комплект эксплуатационных документов согласно ведомости эксплуатационных документов ЛТКЖ.411711.055 ВЭ в т.ч.: Техническое описание Инструкция по эксплуатации Формуляр	ЛТКЖ.411711.055 ТО ЛТКЖ.411711.055 ИЭ ЛТКЖ.411711.055 ФО	1 экз. 1 экз. 1 экз.
Программное обеспечение «Система измерений параметров СИП 5004. Комплекс программного обеспечения СИП 5004-КПО» (на компакт-диске)	643.23101985.00160-01	1 экз.
Система измерений параметров СИП 5004/2 зав. № 002
Наземная кабельная сеть СИП 5004/2-НКС	ЛТКЖ.411979.105-01	1 шт.
Комплект подключения СИП 5004/2-КП	ЛТКЖ.411971.043-01	1 шт.
Шкаф измерительный СИП 5004-ШИ	ЛТКЖ.411528.282	1 шт.
Комплект проверочной аппаратуры СИП 5004/2-КПА	ЛТКЖ.411979.111-01	1 шт.
Комплект ЗИП-О СИП 5004/2-ЗИП-О	ЛТКЖ.411973.031-01	1 шт.
Комплект эксплуатационных документов согласно ведомости эксплуатационных документов ЛТКЖ.411711.055 ВЭ в т.ч.: Техническое описание Инструкция по эксплуатации Формуляр	ЛТКЖ.411711.055 ТО ЛТКЖ.411711.055 ИЭ ЛТКЖ.411711.055 ФО	1 экз. 1 экз. 1 экз.
Программное обеспечение «Система измерений параметров СИП 5004. Комплекс программного обеспечения СИП 5004-КПО» (на компакт-диске)	643.23101985.00160-01	1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в разделе 5 «Общее устройство и работа» документа ЛТКЖ.411711.055 ТО «Система измерений параметров СИП 5004. Техническое описание».

Государственная поверочная схема для электрического напряжения и электродвижущей Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 28 июля 2023 г. № 1520;

Государственная поверочная схема для средств измерений силы постоянного электрического тока в диапазоне от 1^10^-16 до 100 А, утвержденная приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 1 октября 2018 г. № 2091;

Государственная поверочная схема для средств измерений электрического сопротивления постоянного и переменного тока, утвержденная приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 30 декабря 2019 г. № 3456;

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения;

ЛТКЖ.411711.055 ТУ Система измерений параметров СИП 5004. Технические условия.

Правообладатель

Общество с ограниченной ответственностью   «Научно-производственное

предприятие «ПАРК-ЦЕНТР» (ООО «НПП «ПАРК-ЦЕНТР»)

ИНН 7802019834

Юридический адрес: 195267, г. Санкт-Петербург, вн.тер.г. муниципальный округ

Прометей, пр-кт Просвещения, д. 85, лит. А, оф. 607 Телефон (факс): (812) 323-89-45, 320-89-45, 559-30-53

E-mail: info@parc-centre.spb.ru

Web-сайт: http://www.parc-centre.spb.ru

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью   «Научно-производственное

предприятие «ПАРК-ЦЕНТР» (ООО «НПП «ПАРК-ЦЕНТР»)

ИНН 7802019834

Адрес: 195267, г. Санкт-Петербург, вн.тер.г. муниципальный округ Прометей, пр-кт Просвещения, д. 85, лит. А, оф. 607

Телефон (факс): (812) 323-89-45, 320-89-45, 559-30-53

E-mail: info@parc-centre.spb.ru

Web-сайт: http://www.parc-centre.spb.ru

Испытательный центр

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научноисследовательский институт метрологии имени Д.И. Менделеева» (ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»)

Адрес: 190005, г. Санкт-Петербург, Московский пр-кт, д. 19

Телефон: (812) 251-76-01, факс: (812) 713-01-14

Web-сайт: http://www.vniim.ru

Е-mail: info@vniim.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.314555.

---